Levantamento de Oportunidades Concretas de ... - BM&FBovespa

Levantamento de Oportunidades 

Concretas de Projetos de Baixo 

Carbono no Brasil 

Projeto de Fortalecimento das Instituições e 

Infraestrutura do Mercado de Carbono no Brasil 

Coordenadores do projeto 

Autores 

1

2 

Levantamento de Oportunidades 

Concretas de Projetos de Baixo 

Carbono no Brasil

Este projeto foi fi nanciado pelo Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (Banco Mundial) 

com recursos do Programa de Assistência Técnica do Fundo Fiduciário para o Desenvolvimento de 

Políticas e Recursos Humanos (PHRD) do governo japonês, que objetiva assistir a países considerados 

elegíveis pelo Banco Mundial a aprimorarem suas capacidades institucionais e técnicas. 

Os resultados, as interpretações, as recomendações, as estimativas e as conclusões expressas neste estudo 

são de responsabilidade dos autores, não refl etindo a opinião do Banco Mundial, da BM&FBOVESPA 

S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (BM&FBOVESPA) e da Financiadora de Estudos e Projetos 

(FINEP). Nesse sentido, o Banco Mundial, a BM&FBOVESPA e a FINEP se eximem de responsabilidade de 

implementar quaisquer das recomendações relativas a produtos contidas neste estudo. 

Direitos e Permissões 

O material contido na presente publicação é protegido por direitos autorais. Sua reprodução, total 

ou parcial, sem permissão de seus autores, poderá constituir violação à Lei 9.610/98 (Lei de Direitos 

Autorais). O Banco Mundial, a BM&FBOVESPA e a FINEP incentivam a divulgação do presente trabalho, 

concedendo a permissão para reprodução de suas partes, desde que citada a fonte. 

Autores: 

Augusto Luiz Nobre de Mello Neto (ICF) 

Isaura Maria de Rezende Lopes Frondizi (Fides) 

Pedro Camargo Amaral (ICF) 

Letí cia Figueiredo Roxo (ICF) 

Bernardo Vianna Zurli Machado (ICF) 

Julia Viegas Rymer (ICF) 

Patrícia Messer (ICF) 

Olivia Brajterman (ICF) 

Thaís de Moraes Matt os (ICF) 

Francisco de Rezende Lopes Frondizi (Fides) 

Lucio de Medeiros (ICF) 

Laura Sales Pereira (ICF) 

André Werneck Valente (ICF) 

Paulo Marti ns Garchet Junior (Fides) 

Pedro Gonçalves da Rocha (Fides) 

Vinícius Azeredo (ICF) 

Marcelo Braga (ICF) 

Luís Cláudio Anísio (ICF) 

Iuri Sobral Pinto Dias de Pinho (ICF) 

Pedro Góes (ICF) 

Stephanie Betz (ICF) 

Conceito e Metodologia: 

Christophe de Gouvello 

Banco Mundial/ World Bank 

Agradecimentos: 

Elizabeth Serralheiro (ICF) 

Rubens Toledo (ICF) 

Samilu Mesquita (ICF) 

Érika Billo (ICF) 

Flávia Nascimento (ICF) 

3

6 

SUMÁRIO EXECUTIVO 

PROJETO DE FORTALECIMENTO DAS INSTITUIÇÕES E INFRAESTRUTURA 

DO MERCADO DE CARBONO 

O mercado mundial de carbono é uma realidade e tem contribuído para a implementação de projetos que 

objetivam a redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) nos mais diversos setores, assim como tem 

ajudado para que os GEE, representados pelo carbono, tornem-se ativos econômicos e deixado de ser passivos 

ambientais. 

Nesse contexto, o Brasil é hoje o terceiro país com maior número de projetos ligados ao Mecanismo de 

Desenvolvimento Limpo 1 (MDL), foi pioneiro com o desenvolvimento da primeira metodologia de grande escala 

e registro do primeiro projeto da história do MDL. 

A despeito da relevante participação qualiquantitativa do Brasil no referido mecanismo, ainda há um grande 

potencial para o desenvolvimento de outros tipos de atividades de projetos de MDL. Percebe-se o grande 

potencial latente em diversos setores no País, notadas as novas metodologias para projetos de MDL aprovadas no 

decorrer dos anos, assim como a tentativa de desburocratização e aceleração do processo de registro de projetos 

de igual teor por meio do MDL Programático. 

Mais além, em sintonia com os mercados mais avançados em questões ligadas à mudança do clima, esforços 

têm sido feitos no Brasil para sua inserção numa economia de baixo carbono, não exclusivamente por meio da 

geração de créditos de carbono, mas também pela gestão dos gases de efeito estufa dentro das organizações, leis 

estaduais e federais, linhas de financiamento especiais, dentre outros, contemplando o desenvolvimento de 

projetos de baixo carbono, com foco ou não no MDL. 

Considerando o acima exposto, a BM&FBOVESPA, com apoio do Banco Mundial e por intermédio do 

consórcio ICF International – Fides Desenvolvimento Sustentável, desenvolveu um estudo contemplando um 

inventário das oportunidades de projetos de baixo carbono no Brasil (sem necessariamente focar no MDL) por elo 

da cadeia produtiva, dentro dos seguintes setores: 

� eletricidade (geração, distribuição e consumo); 

� combustível fóssil para a indústria (produção, distribuição e consumo); 

� outros insumos para a indústria (produção, tratamento de subprodutos); 

� transportes/combustíveis para veículos (produção, distribuição e consumo); e 

� gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes líquidos (geração, tratamento e disposição). 

O objetivo central deste estudo foi identificar o potencial técnico latente de projetos de baixo carbono 

(que não necessariamente cumpririam todas as regras de elegibilidade do MDL), por meio da identificação de 

potenciais projetos por elo da cadeia produtiva dos setores mencionados, fomentando a sua implementação 

no Brasil e, portanto, contribuindo para reduzir e evitar emissões atuais e projetadas no País e para a sua 

inserção na nova economia de baixo carbono. 

O estudo se concentrou, de forma geral, nos setores em que ainda há um potencial para a aplicação de 

técnicas ou tecnologias convencionais que reduzam ou evitem as emissões de GEE, de forma que os projetos 

de baixo carbono avaliados representam projetos, em sua maior parte, já implementados e em funcionamento 

no Brasil ou em outros países, isto é, há casos reais de projetos da mesma natureza em operação. 

1 O Mecanismo de Desenvolvimento Limpo é um dos três mecanismos de flexibilização de implementação do Protocolo de Kyoto, definido pelo Artigo 12 do 

mesmo protocolo.

LEVANTAMENTO DE OPORTUNIDADES CONCRETAS DE PROJETOS 

DE BAIXO CARBONO NO BRASIL 

Esse mapeamento foi feito por meio da análise das metodologias de linha de base e monitoramento para 

projetos de MDL disponíveis na plataforma da United Nations Framework Convention on Climate Change 

(UNFCCC) 2 e contemplou a avaliação dos seguintes eixos: 

� potencial redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE); 

� potencial receita com a venda de Reduções de Emissões Certificadas (RECs ou, em inglês, CERs – 

Certified Emission Reductions); 

� potencial contribuição à matriz energética nacional; 

� estimativa do investimento necessário para a implementação dos projetos; e 

� principais barreiras à implementação dos projetos. 

Deve-se ressaltar que o MDL serviu como base metodológica para a identificação das fontes de emissão de GEE, 

oportunidades de mitigação e formas de quantificar ditas oportunidades, mas que os projetos identificados não 

necessariamente se adequariam a todas as regras do MDL. Não se avaliou, no presente estudo, a elegibilidade e a 

aplicabilidade dos projetos identificados. A potencial receita com a venda de RECs é apresentada de forma 

ilustrativa, e deve ser observada com ressalva, tendo em vista que os projetos identificados não necessariamente 

pleiteariam RECs no processo MDL. 

Além da análise das metodologias e dos projetos já desenvolvidos no Brasil e no mundo sob a égide do MDL, o 

estudo contemplou uma exaustiva busca de informações e bancos de dados disponíveis, tendo como base de dados, 

inter allia, os sites da UNFCCC, Entidades Operacionais Designadas (EODs), Autoridade Nacional Designada (AND) 

Brasileira, agências governamentais, organizações do setor privado e institutos de pesquisa. Também foram 

preparadas e enviadas fichas de projetos aos principais players dos setores em voga, contendo questões sobre 

projetos de redução de emissões de GEE. 

Questões referentes à aplicabilidade das metodologias no Brasil e/ou disponibilidade de informações foram 

elementos-chave para a definição da inclusão de metodologias, assim como possíveis locais para replicação de 

projetos, na análise realizada. Ressalta-se que a coleta de dados/informações constituiu-se no maior desafio desse 

estudo. Apesar de o Brasil ter evoluído bastante nas últimas décadas no que concerne às estatísticas e informações 

setoriais nacionais, a disponibilidade de informação é ainda muito limitada, muitas vezes tratada como confidencial, 

presente de forma desagregada ou inexistente. 

O número de metodologias avaliadas e incluídas no estudo, o número e os tipos de projetos que foram 

identificados por setor, bem como a potencial redução de emissões, geração de energia e investimento 

necessário são apresentados nos itens de 1 a 5, por setor. 

Ressalta-se que, apesar de o estudo basear-se fortemente em metodologias para projetos de MDL, o foco não é 

o MDL, mas sim projetos que reduzam ou evitem emissões de GEE sem necessariamente passar pelo processo do 

MDL e gerar RECs. A metodologia para a elaboração do inventário de oportunidades baseia-se na mesma utilizada 

anteriormente pelo Banco Mundial no desenvolvimento do estudo Low-carbon Energy Projects for Development in 

Sub-Saharan Africa (GOUVELLO et al, 2008). 

2 Foram avaliadas as metodologias de MDL existentes até a conclusão deste estudo, contemplando metodologias de pequena escala, grande escala, 

consolidadas e novas metodologias em processo de aprovação. 

7

8 



Resultados 

Ao todo, foram identificados 18.480 sites que poderiam aplicar uma das cerca de 60 oportunidades de reduções 

de emissão avaliadas. Caso implementados, os projetos identificados gerariam redução de emissão anual de 

aproximadamente 455.188 mil tCO₂e. Soma-se a isso, uma potência adicional de 452.185 MW de energia limpa 

decorrente dos projetos do setor de eletricidade. 

A Tabela a seguir apresenta os resultados agregados do potencial brasileiro de redução de emissões por setor e 

tipo de projeto abordado no estudo. Informações específicas a respeito do inventário de oportunidades podem ser 

encontradas ao longo do relatório e/ou na planilha em Excel anexa ao estudo, que possui os modelos matemáticos 

desenvolvidos, bem como informações específicas a respeito das 18.480 possibilidades de projeto. 

Resultado Consolidado do Inventário de Oportunidades de Redução de Emissão de GEE 

Total Setor de Eletricidade 12.102 Sites 2.643.621.041 26.436 1.284.118 n/a n/a 452.185 

Hidroeletricidade 1.204 Usinas Hidroelétricas 292.004.618 2.920,0 144.491 354 tCO₂e/MW/ano 82.502 

Repotenciação e Modernização Hidroelétricas 44 Usinas Hidroelétricas 3.899.124 39,0 11.506 16 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

605 

Eólica 1.839 Usinas Eólicas 182.208.058 1.822,1 136.328 310 tCO₂e/MW/ano 58.747 

UTE de Biomassa Renovável (Plantação 

Dedicada em Áreas Degradadas) 

6.052 Usinas Termelétricas 1.445.059.181 14.450,6 773.549 14 tCO₂e/ha/ano 181.568 

UTE de Resíduos de Milho 454 Municípios 158.653.554 1.586,5 65.295 0,372 tCO₂e/t milho 36.646 

UTE de Resíduos de Soja 409 Municípios 214.685.866 2.146,9 90.026 0,240 tCO₂e/t soja 50.525 

UTE de Palha de Arroz 50 Municípios 22.296.963 223,0 4.030 0,193 tCO₂e/t arroz 2.262 

UTE de Palha de Cana 279 Usinas Sucroalcooleiras 48.635.306 486,4 14.221 0,011 tCO₂e/t cana 7.981 

Cogeração com Bagaço de Cana 279 Usinas Sucroalcooleiras 41.909.309 419,1 6.406 0,010 tCO₂e/t cana 6.357 

Cogeração com Licor Negro 35 Fábricas de Celulose 1.905.262 19,1 281 0,015 tCO₂e/t pasta de 

celulose 

178 

Substituição de Combustível* 328 Usinas Termelétricas 109.078.820 1.090,8 180 1.546 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

- 

Adição de Ciclo a Usinas de Ciclo Aberto* 16 Usinas Termelétricas 15.627.851 156,3 106 0,376 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

1.213 

Eficiência Energética na Distribuição de 

49 Concessionárias 17.177.454 171,8 9.148 6,25 tCO₂e/GWh 

1.333 

Eletricidade 

fornecido 

Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de 


11 Empresas Transmissoras 3.241.364 32,4 6,6 1,18 tCO₂e/MVA - 

Conexão de Sistemas Isolados* 42 Usinas Termelétricas 23.795.827 238,0 1.288 4.291 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

(555) 

Eficiência Energética na Indústria de Ferro-gusa 10 Empresas 6.734.774 67,3 14.244 43 tCO₂e/GWh 

523 

e Aço 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria Química 39 Empresas 1.583.998 15,8 2.324 38 tCO₂e/GWh 

consumido 

123 

Eficiência Energética na Indústria de Papel e 

157 Fábricas de Papel/Celulose 8.476.666 84,8 435 49 tCO₂e/GWh 

658 

Celulose 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria de Cimento 9 Empresas 2.420.651 24,2 13 51 tCO₂e/GWh 

consumido 

188 

Eficiência Energética na Indústria de Mineração 101 Empresas 4.715.133 47,2 1.065 47 tCO₂e/GWh 

366 

e Pelotização 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria de Ferro-ligas n/d n/d 185.016 1,9 128 3 tCO₂e/GWh 

consumido 

14 

Eficiência Energética na Indústria de Não 

n/d n/d 5.753.259 57,5 457 16 tCO₂e/GWh 

446 

ferrosos e Outros da Metalurgia 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria de Alimentos n/d n/d 93.352 0,9 527 32 tCO₂e/GWh 

7 

e Bebidas 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria Têxtil n/d n/d 2.260.995 22,6 135 29 tCO₂e/GWh 

consumido 

175 

Eficiência Energética na Indústria de Cerâmica 300 Empresas de Cerâmica 

790.069 7,9 1.249 45 tCO₂e/GWh 

61 

Identificadas**** 

consumido 

Eficiência Energética na Iluminação Residencial 49 PoA por Concessionária 23.751.771 237,5 588 123 tCO₂e/GWh 

consumido 

7.962 

Eficiência Energética no Aquecimento de Água 297 Projetos (16.390 chuveiros 

4.839.237 48,4 3.134 163 tCO₂e/GWh 

12.166 

Residencial 

cada) 

consumido 

Eficiência Energética em Refrigeradores 

49 PoA por Concessionária 1.837.565 18,4 2.958 60 tCO₂e/GWh 

132 

Residenciais 

consumido 

Total Setor de Combustíveis Fósseis para a 

Indústria 

2.204 Sites 768.185.162 7.805 n/d n/a n/a n/a 

Refino – Flare e Vent 8 Refinarias 5.690.174 56,9 n/d 13,7 tCO₂e/10^3 t 

petróleo 

n/a 

Gás associado em Plataformas 44 Plataformas de produção de 

petróleo 

19.145.942 191,5 n/d 0,6 tCO₂e/10^3 m3 GA n/a 

Distribuição de GN 2 Empresas de Distribuição 237.476 2,4 n/d 0,5 tCO₂e/m duto/ano n/a 

Melhoria da Combustão 587 Sites 1.287.855 12,8 n/d n/a n/a n/a 

Celulose 35 Empresas de Celulose 267.898 2,7 n/d 2 tCO₂e/10^3 t 

celulose 

Papel 122 Empresas de Papel 199.206 1,9 n/d 2 tCO₂e/10^3 t 

celulose 

Química 39 Empreses de Produtos 

249.400 2,5 n/d 1 tCO₂e/10^3 t 

Químicos 

químico 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 100.814 1,0 n/d 0,4 tCO₂e/10^3 t ferrogusa 

Aço 4 Empresas de Aço 9.819 0,1 n/d 0,1 tCO₂e/10^3 t aço 

bruto 

Cerâmica* 300 Empresas de Cerâmica 

157.041 1,6 n/d 2 tCO₂e/10^3 GJ 


óleo comb. 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a



Alimentos e Bebidas* n/d n/d 303.677 3,0 n/d 2 tCO₂e/10^3 GJ 

óleo comb. 

n/a 

Introdução de novos processos 592 Sites 286.364.260 2.863,6 n/d n/a n/a n/a 

Celulose 35 Empresas de Celulose 1.472.208 14,7 n/d 12 tCO₂e/10^3 t 

celulose 

n/a 

Papel 122 Empresas de Papel 1.047.764 10,5 n/d 12 tCO₂e/10^3 t 

celulose 

n/a 


9.756.470 97,6 n/d 55 tCO₂e/10^3 t 

n/a 

Químicos 

químico 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 57.555.321 575,6 n/d 229 tCO₂e/10^3 t ferrogusa 

n/a 

Aço 9 Empresas de Aço 212.128.383 2.121,3 n/d 897 tCO₂e/10^3 t aço 

bruto 

n/a 


4.404.115 44,0 n/d 13 tCO₂e/10^3 GJ 

n/a 


óleo combustível 

Otimização de Vapor 196 Sites 3.670.265 36,7 n/d n/a n/a n/a 

Celulose 35 Empresas de Celulose 939.707 9,4 n/d 7 tCO₂e/10^3 t 

celulose 

n/a 

Papel 122 Empresas de Papel 787.609 7,9 n/d 9 tCO₂e/10^3 t 

celulose 

n/a 


809.499 8,1 n/d 5 tCO₂e/10^3 t 

n/a 

Químicos 

químico 

Alimentos e Bebidas* n/d n/d 1.133.450 11,3 n/d 6 tCO₂e/10^3 GJ 

óleo combustível 

n/a 

Recuperação de Calor em Fornos 603 Sites 118.898.366 1.210,8 n/d n/a n/a n/a 


9.590.545 95,9 n/d 54 tCO₂e/10^3 t 

n/a 

Químicos 

químico 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 18.878.055 188,8 n/d 75 tCO₂e/10^3 t ferrogusa 

n/a 

Aço 9 Empresas de Aço 61.614.053 616,1 n/d 261 tCO₂e/10^3 t aço 

bruto 

n/a 

Cimento 68 Empresas de Cimento 7.257.017 72,6 n/d 14 tCO₂e/10^3 t 

cimento 

n/a 

Mineração e Pelotização 100 Empresas de Mineração 17.528.931 156,8 n/d 2 tCO₂e/10^3 t 

minério 

n/a 


4.029.765 40,3 n/d 12 tCO₂e/10^3 GJ 

n/a 


comb. Fósseis 

Substituição de Comb. Carbonointensivos por 

Biomassa 

157 Sites 30.469.189 304,7 n/d n/a n/a n/a 

Papel 122 Empresas de Papel 6.355.389 63,6 n/d 70 tCO₂e/10^3 t papel n/a 


celulose 

n/a 

Alimentos e Bebidas* n/d n/d 15.183.873 151,8 n/d 0,1 tCO₂e/GJ óleo 

combustível 

n/a 

Substituição de Comb. Carbonointensivos por 

Gás Natural 

758 Sites 311.648.713 3.180,3 n/d n/a n/a n/a 

Cimento 68 Empresas de Cimento 303.475 3,0 n/d 0,6 tCO₂e/10^3 t 

cimento 

n/a 

Ferro-gusa 80 Empresas de Ferro-gusa 908.493 9,1 n/d 4 tCO₂e/10^3 t ferrogusa 

n/a 

Aço 9 Empresas de Aço 250.676.134 2.506,8 n/d 1 tCO₂e/t aço bruto 

/ano 

n/a 

Mineração e Pelotização 100 Empresas de Mineração 26.967.252 269,7 n/d 2 tCO₂e/10^3 t 

minério 

n/a 


2.301.605 23,0 n/d 0,1 tCO₂e/t químico 

n/a 

Químicos 

/ano 

Não ferrosos (Alumínio) 6 Empresas de Alumínio 11.264.484 112,6 n/d 1 tCO₂e/t alumínio n/a 



celulose 

n/a 


1.449.263 14,5 n/d 0,02 tCO₂e/GJ óleo 

n/a 


combustível 

Têxtil* n/d n/d 954.173 9,5 n/d 0,02 tCO₂e/GJ óleo 

combustível 

n/a 

Alimentos e Bebidas* n/d n/d 3.783.386 37,8 n/d 0,02 tCO₂e/GJ óleo 

combustível 

n/a 

Não ferrosos e outros da metalurgia* n/d n/d 8.884.610 88,8 n/d 0,02 tCO₂e/GJ óleo 

combustível 

n/a 

Total Setor de Outros Insumos para a Indústria 706 Sites 343.667.064 3.437 4.934 n/a n/a n/a 

Aumento do teor de aditivos na fabricação de 

9 Produtores de cal hidratada 756.053 7,6 48,0 0,063 tCO₂e/t cal 

n/a 

cal hidratada 

hidratada 

Aumento do teor de aditivos na fabricação de 68 Fábricas de cimento 52.825.742 528,3 3.982,5 0,101 tCO₂e/t 

n/a 

cimento 

cimento/ano 

Fabricação de refrigeradores com gases de 

pequeno GWP 

5 Fábricas de refrigeradores 13.267.696 132,7 92,7 n/a n/a n/a 

Mudança de insumo na fabricação de amônia e 

ureia 

3 Empresas produtoras de ureia 2.345.506 23,5 10,9 0,198 tCO₂e/t ureia/ano n/a 

Mudança de insumos na fabricação de tijolo* 300 Fábricas de tijolos**** 63.502.648 635,0 74,5 0,070 tCO₂e/t tijolo n/a 

Uso de CO₂ biogênico como insumo para a 

15 Empresas produtoras de 

4.003.398 40,0 n/a n/a n/a n/a 

fabricação de compostos inorgânicos 

compostos inorgânicos 

Redução de emissão de N₂O na fabricação de 

4 Empresas de produtos 

7.691.748 77 5,1 n/a n/a n/a 

produtos químicos 

químicos 

Ácido Nítrico 3 Empresas produtoras de ácido 6.867.474 68,7 3,8 0,372 tCO₂e/t Ácido 

n/a 

nítrico 

Nítrico 

Caprolactama 1 Empresa produtora de 

824.275 8,2 1,3 0,434 tCO₂e/t 

n/a 

caprolactama 

Caprolactama 

Redução de emissão na fabricação de alumínio 

primário 

5 Fábricas de alumínio primário 3.130.512 31,3 0,6 n/a n/a n/a 

Mudança de processos e insumos na fabricação 4 Empresas produtoras de ferro- 158.755.608 1.587,6 720,1 0,772 tCO₂e/t gusa n/a 

de ferro-gusa 

gusa 

Destruição de metano gerado na produção de 293 Municípios produtores de 

37.388.152 373,9 n/a 0,840 tCO₂e/t carvão 

n/a 

carvão vegetal 


vegetal 

9

10 

Total Setor de Transportes/Combustíveis para 

Veículos 



344 Sites 234.668.296 2.347 112.766 n/a n/a n/a 

Produção de Biocombustíveis** 156 Usinas 102.992.953 1.030 n/a 65.988 tCO₂/usina x ano n/a 

Produção de Biodiesel 156 Usinas 102.992.953 1.030 n/a 65.988 tCO₂/usina x ano n/a 

Produção de Óleo Vegetal 293 Usinas 51.790.141 518 2.910 17.679 tCO₂/usina x ano n/a 

Mudança de Modal no Transporte de Combustíveis 42 Alcooldutos 8.971.260 90 26.245 22 tCO₂/km x ano n/a 

Alcoolduto 42 Alcooldutos 8.971.260 90 26.245 22 tCO₂/km x ano n/a 

Mudança de Modal no Transporte de Cargas** 12 Ferrovias 42.439.141 424 37.518 141 tCO₂/km x ano n/a 

Cenário 1 – Aumento de 3% das cargas 

transportadas atualmente por ferrovias 



12 Ferrovias 12.731.742 127 37.518 42 tCO₂/km x ano n/a 


Eficiência Energética 134 Projetos Potenciais 80.264.943 803 49.003 70.561 n/a n/a 

BRT 110 Projetos Potenciais 74.657.219 747 20.203 67.870 t CO₂/unidade x ano n/a 

VLT 14 Cidades 968.557 10 8.600 394 tCO₂e/km x ano n/a 

Metrô 10 Cidades 4.639.167 46 20.200 2.297 tCO₂e/km x ano n/a 

Total Setor de Resíduos Sólidos e Efluentes 

Líquidos 

3.124 Sites 561.740.966 5.617 1.188 n/a n/a n/a 

Tratamento de Efluentes Industriais – Indústria 

de Papel** 

120 Empresas de papel 7.313.257 73,1 6,0 0,083 tCO₂/t papel/ano n/a 

LB aeróbio – PR1 reator anaeróbio com geração 

de energia elétrica 

120 Empresas de papel 221.244 2,2 6,0 0,003 tCO₂/t papel/ano n/a 


de energia térmica 


LB anaeróbio – PR1 captura do biogás com 

geração de energia elétrica 


LB anaeróbio – PR2 captura do biogás com 

geração de energia térmica 


LB anaeróbio – PR3 substituição para 

tratamento aeróbio 



Sucroalcooleira 

282 Empresas sucroalcooleiras 25.160.385 251,6 n/d 0,0003 tCO₂/kg DBO n/a 




Tratamento de Esgoto 1.138 Prestadoras de esgoto por 

23.724.173 237,2 101,0 n/a tCO₂e/(DBO 

n/a 

município 

tratada x ano) 

Instalação de reator anaeróbio com geração de 1.138 Prestadoras de esgoto por 

23.724.173 237,2 101,0 n/a tCO₂e/(DBO 

n/a 

eletricidade 

município 


Redução de emissões de metano em aterros** 356 Municípios/microrregiões 299.211.230 2.992,1 666,4 0,524 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

PR1 – captura e destruição do biogás 356 Municípios/microrregiões 237.642.539 2.376,4 446,3 0,416 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

PR2 – captura do biogás com geração de energia 356 Municípios/microrregiões 272.396.974 2.724,0 1.052,6 0,477 tCO₂/(t resíduo x 

n/a 

elétrica 

ano) 

PR3 – carpoteca do biogás com geração de 

356 Municípios/microrregiões 299.211.230 2.992,1 666,4 0,524 tCO₂/(t resíduo x 

n/a 

energia térmica 

ano) 

Tratamento térmico de RSU 119 Municípios/microrregiões 159.006.118 1.590,1 391,6 0,920 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

Incineração de RSU com geração de eletricidade 119 Municípios/microrregiões 159.006.118 1.590,1 391,6 0,920 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

Manejo de dejetos animais – Aves** 138 Empresas/granjas 6.255.371 62,6 1,4 0,050 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia elétrica 138 Empresas/granjas 5.503.659 55,0 1,4 0,044 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia térmica 138 Empresas/granjas 6.255.371 62,6 1,4 0,050 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Manejo de dejetos animais – Suínos** 176 Suinocultores 11.244.543 112,4 3,2 0,354 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia elétrica 176 Suinocultores 9.864.416 98,6 3,2 0,310 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia térmica 176 Suinocultores 11.244.543 112,4 3,2 0,354 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Manejo de dejetos animais – Bovinos** 795 Confinamentos bovinos 29.825.890 298,3 18,4 1,581 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia elétrica 795 Confinamentos bovinos 26.277.857 262,8 18,4 1,393 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia térmica 

Notas: 

795 Confinamentos bovinos 29.825.890 298,3 18,4 1,581 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

* O cálculo do potencial desses projetos foi desenvolvido segundo uma abordagem top-down. 

** A agregação dos valores excluiu projetos considerados concorrentes/sobrepostos. No caso de projetos com diferentes cenários, considerou-se somente o cenário de maior potencial 

de redução de emissão. 

***A coluna "Contribuição para a matriz energética" possui somente os valores de potência adicional instalada do setor elétrico. Esse setor foi o único considerado no presente resumo 

por representar mais de 99% da potência adicional identificada pelo estudo em todos os setores. 

**** Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009). 

n/a = Não se aplica. 

n/d = Dado não disponível.

Considerações 



O desenvolvimento deste extenso e detalhado estudo, pioneiro no Brasil em seu formato (com uma abordagem 

bottom up) e abrangência (em termos de setores e possibilidades de projetos e sites avaliados), buscou contribuir 

para que se revelasse parte do potencial latente de projetos que reduzam ou evitem emissões e GEE no País. É 

importante ressaltar o fato de que os projetos identificados não seriam necessariamente desenvolvidos sob a 

égide do MDL e que a avaliação da elegibilidade e da adicionalidade, de acordo com as regras do mecanismo, 

não foi contemplada no presente estudo. 

Dessa forma, objetivou também mostrar que o País encontra-se pronto para receber recursos (nacionais e 

internacionais) destinados à promoção de redução de emissões e ao aumento da eficiência em termos de carbono, 

auxiliando sua inserção na nova economia de baixo carbono. 

Ressalta-se que o presente estudo revela em parte, porém não esgota, o potencial técnico latente de 

projetos no Brasil. Uma análise detalhada é recomendada para que se compreenda a real viabilidade de 

implementação de cada projeto, assim como sua contribuição em termos de redução de emissões, 

contribuição à matriz energética, potencial geração de receita com a venda de créditos de carbono e 

investimentos necessários. 

De fato, o potencial identificado pode ser considerado subestimado por duas razões principais. Primeiramente, 

o número de metodologias aprovadas pelo Conselho Executivo do MDL aumenta a cada bimestre, sugerindo que 

muitas outras atividades de projeto podem ser aplicadas ao Brasil. Em segundo lugar, para diversos tipos de projeto, 

não foi possível coletar dados ou levantar o potencial de aplicabilidade das oportunidades de redução de emissão. 

Esse foi o caso, por exemplo, de determinadas possibilidades tais como o uso de energia marémotriz, energia 

undielétrica, uso de veículos elétricos, compostagem de resíduos, determinadas medidas de eficiência energética e 

outras possibilidades. 

11

12 

ABREVIAÇÕES E ACRÔNIMOS 



ABIEC – Associação Brasileira das Indústrias Exportadoras de Carne 

ABIPECS – Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de Carne Suína 

AND – Autoridade Nacional Designada 

BRT – Bus Rapid Transit 

CE – Conselho Executivo do MDL 

CH₄ – Metano 

CIMGC – Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima 

CMA – Custo Marginal de Abatimento 

CO₂ – Dióxido de Carbono 

CO₂e – Dióxido de Carbono Equivalente 

COP – Conferência das Partes 

DBO – Demanda Bioquímica de Oxigênio 

ELB – Emissões da Linha de Base 

EPR – Emissões de Projeto 

FELB – Fator de Emissão da Linha de Base 

FEPR – Fator de Emissão do Projeto 

GEE – Gases de Efeito Estufa 

GJ – Giga-Joule 

GWP – Potencial de Aquecimento Global 

IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística 

IPCC – Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (Intergovernmental Panel on Climate Change) 

L – Litro 

m 3 – Metros Cúbicos 

MDL – Mecanismo de Desenvolvimento Limpo 

mg – Miligrama 

MWh – Mega-Watt Hora 

N₂O – Óxido Nitroso 

ONU – Organização das Nações Unidas 

PIB – Produto Interno Bruto 

PNUMA – Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente 

PoA – Programa de Atividades 

RE – Redução de emissão 

RECs – Reduções de Emissões Certificadas 

RSU – Resíduos Sólidos Urbanos 

SIN – Sistema Interligado Nacional 

SMD – Sistema de Manejo de Dejetos 

TRH – Tempo de Retenção Hidráulica 

UBABEF – União Brasileira de Avicultura 

UF – Unidade da Federação

1. INTRODUÇÃO 



No final do ano de 2007, quando o Banco Mundial decidiu financiar este estudo, o número de projetos 

brasileiros submetidos para validação no MDL já atingia 288, tornando o Brasil o terceiro País em termos de 

número de projetos. Todavia, uma análise das metodologias utilizadas por esses projetos mostrava que apenas 

46% das metodologias aprovadas, na época eram utilizadas no País (42 metodologias utilizadas dentro de um 

universo de 116 aprovadas). Ou seja, mais de 50% das atividades elegíveis ao MDL não estavam sendo 

exploradas no Brasil. Considerando-se as metodologias claramente subutilizadas, isto é, as metodologias para 

as quais havia somente um projeto pioneiro submetido para validação, essa porcentagem subiria para 84%. 

Havia uma clara concentração de metodologias, uma subutilização das diferentes possibilidades de projeto. 

Hoje, apesar do número de projetos no Brasil ter crescido para 416 (incluindo-se projetos registrados, 

validados e em validação), esse quadro não mudou tanto: o País utiliza atualmente cerca de 60 metodologias. 

Entretanto, muitas das metodologias ainda não utilizadas no Brasil são relevantes para o País, dadas suas 

condições socioeconômicas. Dessa forma, era possível antecipar que, apesar de já muito significativo, o 

número de projetos então submetidos ao MDL no Brasil representava apenas a ponta emersa do iceberg. 

Assim surgiu a ideia de realizar um estudo desse gênero, com o objetivo de revelar a parte imersa do iceberg 

em termos de possíveis projetos de mitigação de emissões de gases de efeito estufa. 

Revelar esse potencial latente é importante por diversas razões. É importante que o poder público 

perceba o impacto que o MDL pode ter em termos de planejamento setorial: deveriam a potência e a energia 

adicionais que poderiam ser providenciadas por esses futuros projetos influenciar os exercícios de 

planejamento governamental? Em um momento no qual o Brasil discute a maneira ideal para que diferentes 

setores da economia possam contribuir para o cumprimento de suas metas voluntárias de mitigação, 

providenciar informações adicionais, quantitativas, detalhadas e objetivas pode se tornar uma contribuição 

importante para o debate nacional. 

Detalhar essa informação em nível de projetos é essencial para poder discutir a possível contribuição 

futura do Brasil para compensação de emissões de outros países, por meio de mecanismos de flexibilização 

como o MDL. Esse detalhamento permite antecipar o fluxo de receitas de crédito de carbono que a economia 

brasileira provavelmente viria a receber no futuro. Uma de suas contribuições, em nível financeiro, é a 

quantificação do nível de investimento que seria necessário para implementar os projetos de mitigação, seja 

para atingir as metas nacionais, seja para o uso de mecanismos como o MDL. 

Outro objetivo desse estudo é o de contribuir para o entendimento das razões pelas quais grande parte do 

potencial brasileiro de projetos de MDL ainda não ter se convertido em projetos de fato, apesar de projetos 

similares estarem ocorrendo em outros países. Por esse motivo, o estudo realizou também uma análise 

preliminar das barreiras que atualmente limitam a exploração desse potencial de mitigação, e assim subsidiar o 

debate a respeito das políticas públicas e os instrumentos internacionais que seriam necessários para superar 

essas barreiras. 

Considerando o acima exposto, o consórcio ICF International – FIDES Desenvolvimento Sustentável 

desenvolveu um estudo contemplando um inventário das oportunidades de projetos de baixo carbono no 

Brasil, considerando os seguintes setores: 

� eletricidade; 

� combustível fóssil para a indústria; 

� outros insumos para a indústria; 

� transporte/combustíveis para veículos; e 

� gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes líquidos. 

13

14 



O objetivo central desse estudo, conforme mencionado, foi identificar o potencial técnico latente de 

projetos de baixo carbono, por meio da identificação de potenciais projetos por elo da cadeia produtiva dos 

setores mencionados, fomentando a sua implementação no Brasil e, portanto, contribuindo para reduzir e 

evitar emissões atuais e projetadas no País e para a sua inserção na nova economia de baixo carbono. 

Ressalte-se que, a despeito da importância da mudança do uso da terra e florestas para a redução de 

emissões no País, o presente estudo não aborda diretamente essa questão. Entende-se que, em princípio, 

políticas públicas e programas governamentais poderiam obter resultados mais efetivos no combate ao 

desmatamento do que a abordagem por projeto, foco do presente estudo. Não obstante, o estudo contempla 

projetos de redução de emissões relacionados indiretamente à mudança do uso da terra, por meio de plantio 

em áreas degradadas para utilização na indústria. 

Assim, o estudo se concentrou, de forma geral, nos setores em que ainda há um potencial para a 

aplicação de técnicas ou tecnologias convencionais que reduzam ou evitem as emissões de GEE, de forma que 

os projetos de baixo carbono avaliados representam projetos, em sua maior parte, já implementados e em 

funcionamento no Brasil ou em outros países, isto é, há casos reais de projetos da mesma natureza em 

operação. 

Dentro dos setores abordados, o estudo contempla a grande parte das oportunidades de redução de 

emissões focando o potencial de aplicações por, por exemplo, empresas instalações ou municípios. 

Por meio das metodologias para projetos de MDL, internacionalmente validadas e reconhecidas, foram 

mapeadas as oportunidades de projetos nos setores supramencionados. 

Em resumo, além da identificação de potenciais projetos, o estudo estimou o potencial de redução de 

emissões de GEE, a contribuição dos projetos à matriz energética, a necessidade de financiamento e as 

principais barreiras à implementação dos projetos, assim como a potencial receita por meio da venda de 

créditos de carbono gerados.

2. METODOLOGIA 



O desenvolvimento do projeto baseou-se em uma abordagem metodológica empregada anteriormente, em 

estudo realizado pelo Banco Mundial na África, no desenvolvimento do estudo Low-carbon Energy Projects for 

Development in Sub-Saharan Africa (GOUVELLO, C. et al, 2008). 

Essa abordagem buscou resolver um dos grandes empecilhos ao mapeamento de oportunidades de 

atividades de baixo carbono no Brasil. Até o momento, há raros relatórios com as oportunidades de projetos de 

redução das emissões de GEE para o Brasil. Muitos dos esforços empreendidos anteriormente para inventários 

detalhados do potencial de mitigação das emissões de GEE foram infrutíferos. Uma das principais razões 

apontadas é a dificuldade de formar uma equipe técnica robusta o suficiente para desenvolver as ferramentas 

metodológicas necessárias para cobrir os diversos processos tecnológicos, os tipos de equipamentos e as 

condições operacionais, assim como avaliar a grande diversidade de atividades potenciais de mitigação das 

emissões. No entanto, o quadro atual do desenvolvimento de metodologias sob a égide do MDL mudou essa 

situação. 

O dinâmico processo bottom-up do MDL, oferece uma oportunidade singular de explorar 

oportunidades de projetos de baixo carbono. Particularmente, em cada metodologia desenvolvida sob a égide 

do MDL há detalhes extremamente relevantes de parâmetros tecnológicos e operacionais que determinam as 

reduções de emissão para um ou mais processos e descreve os tipos de instalações em que esses processos 

operam. Adicionalmente, o banco de dados de acesso público na plataforma da Convenção-Quadro das Nações 

Unidas para Mudança do Clima (UNFCCC, na sigla em inglês), apresenta exemplos concretos de instalações, 

processos e possíveis reduções de emissões de GEE. Portanto, para um determinado país, ficou muito mais fácil 

identificar o potencial de projetos de redução de emissões de GEE em alinhamento com as metodologias 

consagradas pelo MDL. 

Assim, o potencial de projetos de baixo carbono no Brasil partiu do manancial de metodologias e projetos 

que o MDL oferece. Por fim, os membros da equipe técnica identificaram as tecnologias que poderiam ser 

utilizadas a partir das metodologias de MDL disponíveis – muitas já implantadas com sucesso em outras regiões 

em desenvolvimento. 

Além das informações disponíveis na Plataforma da UNFCC foram consultadas, nos bancos de dados 

disponíveis, informações que pudessem indicar pela abordagem bottom-up inventários de projetos de baixo 

carbono para o País. 3 Nos casos em que não havia dados detalhados no nível de instalações, foi utilizado um 

processo misto bottom-up e top-down. Baseado nas informações hoje disponíveis na plataforma da Convenção 

para o MDL, foi determinado o porte médio e as características dos projetos de energia limpa e instalações 

adequadas. Com isso, dados agregados por setor no País foram utilizados para estimar o número médio de 

instalações nos respectivos países e assim quantos projetos poderiam ser desenvolvidos. 

Adicionalmente, a equipe técnica usou métodos próprios para determinar a contribuição desses projetos 

para o setor de energia (em termos de energia adicional ou gerenciamento da demanda), volume esperado de 

emissões reduzidas de GEE e correspondente receita (assumindo US$10 por tCO₂), e o investimento requerido. 

A avaliação dos potenciais projetos contemplou os seguintes eixos: 

� potencial redução de emissões de gases de efeito estufa; 

� potencial receita com a venda de Certified Emission Reductions (CERs); 


� estimativa do investimento necessário para a implementação dos projetos; e 

� principais barreiras à implementação dos projetos. 

Foi realizado um Workshop Inicial, evento importante para o estabelecimento de contatos entre 

representantes do setor industrial (doravante denominados players) e participantes do estudo. 

3 Os bancos de dados utilizados estão disponíveis em planilha de Excel anexa ao estudo. 

15

16 



Para atender aos eixos do estudo, as seguintes tarefas foram conduzidas: 

� a primeira tarefa consistiu no mapeamento e organização das cadeias produtivas contempladas, 

levando em conta as cadeias produtivas, propriamente ditas, e as metodologias aprovadas de MDL de 

linha de base e monitoramento; 

� a segunda tarefa consistiu na identificação das principais fontes de emissão de GEE do setor em que 

estão, de acordo, principalmente, com as fontes de emissão contempladas nas metodologias de MDL 

aprovadas/em aprovação; 

� a terceira tarefa consistiu na consolidação de um banco de dados de suporte à análise da 

reprodutibilidade de projetos desenvolvidos nos setores estudados, sob a égide do MDL. Essa 

consolidação contemplou o levantamento de fábricas, cidades, regiões, usinas termo elétricas, dentre 

outras, em que haveria potencial para a implementação de projetos de redução de emissões de GEE. 

Foram considerados projetos registrados e em validação, tendo como base de dados, inter allia, os sites 

da United Nations Framwork Convention on Climate Change (UNFCCC), Entidades Operacionais 

Designadas (EODs), Autoridade Nacional Designada (AND); 

� a quarta tarefa consistiu na comunicação com players dos setores estudados (por exemplo, associações, 

empresas), de modo a coletar informações relevantes ao projeto; 

� a quinta tarefa consistiu na consolidação dos resultados das tarefas III e IV, assim como sua 

complementação com base na experiência da ICF/FIDES em projetos de redução de emissões de GEE, 

resultando na lista final de oportunidades concretas de projetos de redução emissões de GEE; 

� a sexta tarefa consistiu no levantamento de barreiras à implementação dos projetos estudados; 

� a sétima tarefa contemplou a avaliação da contribuição energética do projeto à matriz nacional de 

energia; e 

� a oitava tarefa consistiu no diagnóstico das necessidades de financiamento para a implementação dos 

projetos levantados. 

Ressalte-se que, apesar de o estudo basear-se fortemente em metodologias para projetos de MDL, o foco não é 


MDL e gerar CERs. 

A avaliação de oportunidades concretas demandou certo nível de detalhes em relação às informações 

necessárias e, dessa forma, o nível de detalhes da avaliação dos projetos contemplados no estudo foi muitas 

vezes limitado à disponibilidade de informação nos bancos de dados disponíveis nacionalmente. 

Os setores contemplados no estudo, assim como subdivisões concernentes a cada setor, são apresentados 

a seguir: 

� eletricidade 

� geração 

� transmissão/distribuição 

� uso 

� combustível fóssil para a indústria 

� carvão 

� óleo combustível 

� gás natural 

� produção de combustível 

� transporte de combustível 

� consumo de combustível 

� reutilização de gases de processo em substituição a combustíveis fósseis

� outros insumos para a indústria 



� fornecimento de insumos 

� Processos industriais 

� redução e destruição de óxido nitroso 

� tecnologias de processamento das matérias-primas mais eficientes 

� substituição de combustíveis nos processos que demandam calor 

� setor de transportes/combustíveis para veículos 

� BRTs 

� biocombustíveis 

� transporte e distribuição 

� consumo 

� gerenciamento de resíduos sólidos e efluentes líquidos 

� etapas de tratamento e disposição final 

� coleta e transporte 

� redução de resíduos e reciclagem 

Para cada setor, foi desenvolvido um mapa de potenciais projetos contemplando os resultados obtidos 

nas tarefas anteriores, resultando nos seguintes pontos: 

� metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas/em aprovação; 

� potenciais projetos; 

� potencial redução de emissões de GEE; 


� estimativa de investimento necessário à implementação dos projetos; 

� barreiras à implementação dos projetos; e 

� informações relevantes das Instalações. 

Apesar de extensas pesquisas, não foi possível levantar todas as informações específicas necessárias ao 

cálculo de determinadas iniciativas de redução de emissão observadas durante o estudo. A seguir, encontra-se 

uma listagem das possibilidades de projeto que foram desconsideradas por falta de dados: 

� recuperação alternativa de ácido sulfúrico; 

� captura e destruição de metano em atividades mineradoras; 

� compostagem; 

� pirólise; 

� gaseificação; 

� biodigestão de resíduos de agricultura para aproveitamento energético; 

� reciclagem de plásticos; 

� aeração de aterros; 

� escavação de aterros e tratamento de efluentes na indústria de cerveja, leite cru, algodão e leite 

pasteurizado; 

� energia solar conectada ao SIN; 

� energia maremotriz; 

� energia undielétrica; 

17

18 



� energia geotérmica; 

� novas UTEs de combustível fóssil; 

� novas usinas de cogeração de combustível fóssil; 

� eficiência energética em UTEs de combustível fóssil 

� novas UTEs com aproveitamento de energia residual; 

� novas usinas de cogeração com aproveitamento de energia residual; 

� nova UTE que utiliza o gás previamente queimado e/ou ventilado no processamento de GN como 

combustível; 

� recuperação e reciclagem do gás SF6; 

� eficiência energética na transmissão de eletricidade; 

� célula combustível a GN; 

� bondes; 

� veículos elétricos; e 

� captura, sequestro e armazenamento de carbono.



3. MERCADO DE CARBONO E O MECANISMO DE DESENVOLVIMENTO LIMPO 

O presente estudo utiliza como arcabouço metodológico as Metodologias de Linha de Base e 

Monitoramento para projetos ligados ao Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) do Protocolo de Kyoto. 

A pesar de o estudo não ter como foco projetos de MDL, tendo em vista que o foco são projetos de redução de 

emissões que não necessariamente serão postulados ao mecanismo (projetos essencialmente de baixo 

carbono), faz sentido fazer uma breve referência ao MDL, propulsor do desenvolvimento das metodologias 

empregadas neste estudo. 

Considerando a entrada em vigor do Protocolo de Kyoto em fevereiro de 2005, através do qual se 

estabeleceram metas de redução de emissão de Gases de Efeito Estufa (GEEs) para diversos países contidos no 

Anexo I 4 do Protocolo, torna-se de fundamental importância uma revisão clara e objetiva das oportunidades 

relacionadas ao assunto. 

O mercado mundial de carbono teve significativa expansão nos últimos anos e ultrapassou, em 2008, 

valores superiores a US$126 bilhões, o dobro do valor negociado em 2007 5 . A crise econômica global impactou 

negativamente tanto o lado da demanda quanto a oferta. Entretanto, o mercado ainda cresceu mesmo que a 

uma taxa significativamente menor a do ano anterior. O valor negociado no ano de 2009 foi de US$144 bilhões 

(6% maior que o valor negociado em 2008). 

Esse mercado foi inicialmente impulsionado pelo Protocolo de Kyoto (PQ). O PQ foi criado para reduzir as 

emissões de gases de efeito estufa (GEE) e, portanto, reverter a tendência atual de aumento acelerado da 

temperatura global. O Protocolo de Kyoto estabelece metas de redução de emissões para diversos países 

signatários, entretanto, não estabelece metas para países emergentes, que participam do acordo através do 

Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL). 

O MDL estabelece que projetos localizados nesses países estejam habilitados a “vender” suas reduções de 

emissões de GEE a países (e empresas) sujeitos a metas de redução de emissões de GEE, de modo a contribuir 

para o cumprimento dessas metas. Os créditos de carbono gerados pelo MDL são transacionados em unidades 

denominadas Reduções Certificadas de Emissão (RCEs), sendo cada unidade de RCE igual a uma tonelada 

métrica de dióxido de carbono equivalente. Esse mecanismo de flexibilização vem sendo amplamente adotado, 

pois possibilita que países sujeitos a metas de redução de emissões de GEEs as cumpram a um custo marginal 

relativamente mais baixo (ou seja, possibilita reduzir as emissões a um preço menor por tonelada de CO₂). 

Outro importante mercado de créditos de carbono é o mercado voluntário. Esse mercado foi criado por 

uma demanda voluntária de redução de emissões por parte de organizações interessadas em reduzir e/ou 

compensar suas emissões de GEEs. O mercado voluntário pode ser dividido em dois mercados: (i) o mercado 

voluntário e obrigatório (regido, por exemplo, pela Chicago Climate Exchange (CCX)); e o (ii) o mercado 

voluntário e não obrigatório. 

O mercado voluntário e não obrigatório engloba uma série de standards (padrões) desenvolvidos por 

diferentes organizações. 

4 Alemanha, Austrália, Áustria, Belarus*, Bélgica, Bulgária*, Canadá, Comunidade Europeia, Croácia*, Dinamarca Eslováquia*, Eslovênia*, Espanha, Estados 

Unidos da América, Estônia*, Federação Russa*, Finlândia, França, Grécia, Hungria*, Irlanda, Islândia, Itália, Japão, Letônia*, Liechtenstein, Lituânia*, 

Luxemburgo, Mônaco, Noruega, Nova Zelândia, Países Baixos, Polônia*, Portugal, Reino Unido da Grã-Bretanha e Irlanda do Norte, República Tcheca*, 

Romênia, Suécia, Suíça, Turquia, Ucrânia*. (* Países em processo de transição para uma economia de mercado. 

5 Fonte: State and Trends of the Carbon Market 2010, World Bank. 

19

20 

Processo de Obtenção de Créditos de Carbono 



Em resumo, pode-se dizer que o processo de obtenção de créditos de carbono à luz do MDL é composto 

por cinco etapas, apresentadas de forma esquemática na Figura 0-1. 

Figura 0-1 – Processo de Obtenção de Créditos de Carbono 

A primeira etapa desse processo é a realização do gerenciamento estratégico de carbono na empresa, que 

considera a análise holística, sistemática e estratégica do impacto das emissões de Gases de Efeito Estufa 

(GEEs) nos processos da empresa. Através desse gerenciamento, surge a ideia do projeto, ou seja, qual a 

medida, ou medidas de redução de emissões a serem implantadas (assim, podemos considerar que os projetos 

aqui avaliados encontram-se nessa etapa). Essa decisão depende de muitas variáveis internas e externas ao 

processo industrial e, portanto, requer uma análise estratégica que considere além das informações básicas de 

projeto (metodologia, capacidade de investimento, taxa de retorno etc.), também dados de benchmarking das 

atividades de redução de emissão do setor em questão. Essa avaliação indicará a elegibilidade dos projetos de 

acordo com os critérios do MDL 6 e os riscos associados ao processo para obtenção dos créditos de carbono. 

A segunda etapa do processo é o desenvolvimento de uma nova metodologia de linha de base e 

monitoramento, se não houver uma que seja aplicável ao projeto, e do Documento de Concepção de Projeto 

(DCP), chamado de Project Design Document (PDD), em inglês. O PDD deve conter a descrição do projeto, a 

metodologia da Linha de Base (em inglês, baseline), o Plano de Monitoramento e Verificação (PMV), o cálculo das 

emissões de GEE, os impactos ambientais e os comentários das partes interessadas. A estrutura básica desse 

documento, conforme as exigências do Conselho Executivo do MDL (CE), internalizada no Brasil através das 

Resoluções 1 e 2 (modificada pela Resolução 6, de 6 de junho de 2007), da Comissão Interministerial de Mudança 

Global do Clima (CIMGC). 

6 

Os critérios do MDL estabelecem que as atividades de projeto de redução de emissões serão elegíveis desde que atendam aos seguintes requisitos: 

� a participação deve ser voluntária; 

� seja aprovado pelo país de origem, no qual essas atividades forem implementadas; 

� os objetivos de desenvolvimento sustentável definidos pelo País de origem devem ser atingidos; 

� as emissões de gases de efeito estufa de forma adicional ao que ocorreria na ausência da atividade de projeto do MDL; e 

� o aumento de emissões de gases de efeito estufa que ocorrem fora dos limites das atividades de projeto devem ser contabilizados, mensurados e 

atribuídos a essas atividades.



Conforme a Resolução 7 7 , de 05 de Março de 2008 da CIMGC, após a elaboração do PDD, o mesmo deverá 

ser disponibilizado no website da empresa para consulta das partes interessadas e os convites de comentários 

mencionados nessa Resolução deverão ser enviados ao menos 15 dias antes do início do processo de validação. 

No Brasil, a terceira etapa é a validação por uma entidade independente (a Entidade Operacional Designada 

(EOD) 8 ). Após a validação do PDD pela EOD, o documento deverá ser submetido para a aprovação pela autoridade 

governamental brasileira (CIMCG), constituindo-se a quarta etapa. No Brasil, o projeto é avaliado quanto ao 

alinhamento das suas iniciativas de redução de emissões com as políticas adotadas no País. 

A quinta etapa é a submissão do PDD ao Conselho Executivo do MDL, que avaliará as características do 

projeto e verificará se as reduções de emissões advindas do mesmo são reais, mensuráveis e verificáveis. 

A etapa seguinte, que ocorre após a implantação do projeto, caracteriza-se pela verificação da correspondência 

entre o PDD apresentado e aprovado, e a operação da atividade do PDD. Para isso, as emissões são monitoradas e 

uma nova certificação é conduzida, no sentido de quantificar os créditos de carbono associados à efetiva redução de 

emissões alcançada através do projeto. 

Depois da certificação, a empresa está pronta para receber as chamadas Reduções Certificadas de 

Emissões (RCEs), emitidas pelo Conselho Executivo do MDL. As RCEs podem ser negociadas no mercado 

nacional/internacional de carbono, basicamente de três formas: negociação interna, no caso de uma empresa 

multinacional com operações, por exemplo, na Europa e no Brasil; venda direta a uma empresa que atue em 

região com restrição de emissão ou através de instituições financeiras (como bancos, fundos de investimentos), 

tradings e brokers. Nos últimos casos, as operações podem ocorrer em ambiente de Bolsa ou no mercado de 

balcão. 

Elegibilidade de Projetos de Acordo com o MDL 

Muitos esforços estão sendo realizados no Brasil e no âmbito internacional no sentido de estabelecer 

padrões e critérios transparentes para facilitar decisões de investimentos em redução de emissões nas 

empresas visando à obtenção de créditos de carbono, de acordo com o MDL. Exemplos dessas ações são as 

Resoluções 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 e 9 da CIMGC, que estipulam diretrizes para as empresas brasileiras ou sediadas 

no País interessadas em vender créditos de carbono. 

Para que os projetos se qualifiquem como atividades válidas no sentido da mitigação das emissões de 

gases de efeito estufa dentro do contexto do Protocolo de Kyoto, o principal critério identificado é a 

adicionalidade, que é estabelecida de acordo com a Linha de Base. 

A Linha de Base deve ser estipulada conforme uma metodologia adequada, que indicará claramente como e 

porque o cenário escolhido representa, de fato, as emissões antrópicas de GEEs na ausência da atividade de 

projeto proposta. Para o estabelecimento de uma Linha de Base apropriada é necessário um bom conhecimento 

das práticas usualmente adotadas no segmento em que o projeto está inserido; do contexto socioeconômico 

local; das tendências macroeconômicas que poderão afetar os resultados do projeto; políticas setoriais e de 

outras variáveis relevantes. 

De um modo geral, uma atividade de projeto é adicional quando gera redução de emissões, que não seriam 

alcançadas no caso do negócio usual. Ou seja, é necessário demonstrar que o projeto não se encontra no curso de 

ação usual da empresa na ausência dos benefícios do MDL. A falta de atratividade do projeto na ausência do MDL 

pode ser justificada por barreiras técnicas (novas tecnologias com custo e risco elevados) e/ou através de análise 

de investimento (que resulte em um resultado desfavorável para a implementação do projeto). 

No contexto do MDL, os créditos de carbono, são calculados a partir da diferença na emissão de GEEs (ou 

sequestro de carbono) entre as práticas que seriam adotadas normalmente na linha do negócio da empresa 

(Business-as-Usual, BAU) sem a implantação do projeto (Linha de Base) e as práticas adotadas devido à 

implantação do projeto (Cenário do Projeto). 

7 Essa resolução altera as Resoluções 1, 2, 3 e 4 dessa mesma Comissão em relação aos convites de comentários enviados pelos proponentes do projeto aos 

agentes envolvidos, interessados e/ou afetados pelas atividades de projeto no âmbito do MDL. 

8 As EODs são entidades nacionais ou internacionais credenciadas pelo Comitê Executivo do MDL. 

21

22 



Outro requisito do Protocolo de Kyoto é que, em adição aos benefícios relacionados aos gases de efeito 

estufa, os projetos contribuam com o desenvolvimento sustentável dos países em que são implantados. 

Em relação às características específicas de cada projeto, um dos fatores mais importantes a ser avaliado é 

a possibilidade de demonstração de sua adicionalidade. Em geral, demonstra-se a adicionalidade quando a 

implementação de um projeto gera redução de emissões que não ocorreria no cenário de negócio usual. Dessa 

forma, é necessário evidenciar que o projeto não faz parte do curso natural de ação de uma organização. 

Para projetos de grande escala, a Ferramenta para a demonstração e avaliação da adicionalidade 9 fornece 

uma abordagem passo a passo para essa demonstração que inclui: 

� identificação das prováveis alternativas à atividade de projeto; 

� análise econômico-financeira para determinar se a atividade de projeto proposta não é a alternativa mais 

interessante econômica ou financeiramente; 

� análise de barreiras que restringem (ou impedem) a implementação da atividade de projeto proposta; 

� análise da prática comum. 

Para projetos de pequena escala, a adicionalidade do projeto deverá ser demonstrada com base no Anexo 

A do Apêndice B das Modalidades e Procedimentos Simplificados para atividades de projeto de MDL de 

pequena escala (versão 06, 30 de setembro de 2005 10 ). Segundo esse Anexo, a adicionalidade do projeto deve 

ser avaliada por meio da demonstração de que a atividade de projeto não teria ocorrido devido às seguintes 

barreiras, inter allia: 

� barreira de investimento; 

� barreira tecnológica/técnica; e 

� barreira de prática prevalecente. 

Em ambas as ferramentas, os participantes do projeto podem usar a análise econômico-financeira ou a 

análise de barreiras para demonstrar a adicionalidade do projeto. Entretanto, os aspectos econômicofinanceiros 

merecem atenção especial na avaliação da adicionalidade de um projeto de MDL, tanto de grande 

como de pequena escala, tendo em vista que o Conselho Executivo do MDL e o Painel de Metodologias da 

CQNUMC são extremamente sensíveis aos argumentos de adicionalidade embasados por essas questões. 

Segundo versão mais recente da Ferramenta para a demonstração e avaliação da adicionalidade (versão 

5.2), a adicionalidade pelo viés financeiro consiste em determinar se a atividade de projeto proposta é 

econômica ou financeiramente menos atraente do que ao menos uma das alternativas ao projeto, 

desconsiderando a receita proveniente da venda de RCEs. Para conduzi-la, o proponente do projeto pode 

utilizar uma das três seguintes opções: 

Opção I. Análise simples de custos; 

Opção II. Análise comparativa de investimento; e 

Opção III. Análise de Benchmark. 

Se a atividade de projeto de MDL não gera receitas ou benefícios econômicos além da receita proveniente do 

MDL, a análise simples de custos (Opção I) pode ser utilizada; caso contrário, a análise comparativa de 

investimentos (Opção II) ou a análise de Benchmark (Opção III) poderiam ser utilizadas. 

Ressalte-se que o presente estudo terá como base as metodologias para projetos MDL, amplamente 

aceitas e validadas internacionalmente, mas que não serão avaliadas questões como elegibilidade e 

adicionalidade dos projetos de acordo com as regras do MDL. 

9 

A versão mais recente da Ferramenta para a demonstração e avaliação da adicionalidade é a versão 5.2. Disponível em 

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-01-v5.2.pdf. 

10 

Disponível em http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/ssc/methSSC_guid05.pdf.



4. INVENTÁRIO DE OPORTUNIDADES DE PROJETOS DE REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GEE 

Setor Elétrico 

Descrição dos Elos da Cadeia do Setor 

� Geração de energia elétrica. 

� Transmissão e distribuição de energia elétrica. 

� Consumo de energia elétrica. 

Geração de Energia Elétrica 

O primeiro elo da cadeira do setor de eletricidade é a geração de energia elétrica que é produzida pelo 

aproveitamento de diversos recursos naturais empregados para movimentação das turbinas, com exceção das 

Centrais Geradoras Solares Fotovoltaicas em que fótons contidos na luz solar são convertidos em energia 

elétrica por meio de células solares (ANEEL, 2002) 11 . Dentre os recursos naturais, pode-se mencionar a água, 

gases (residual e gás natural), o carvão, os derivados de petróleo (por exemplo, óleo diesel e óleo combustível), 

biomassa (por exemplo, bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, madeira, biogás), vento e irradiação solar. 

As turbinas de vapor podem gerar energia usando o vapor produzido das fontes geotérmicas, da energia 

solar (sistema heliotérmico) e dos reatores nucleares, por exemplo. No caso da hidroeletricidade, o 

aproveitamento da energia hidráulica, proveniente da irradiação solar e da energia potencial gravitacional, 

através da evaporação, condensação e precipitação da água sobre a superfície terrestre, é feito através do uso 

de turbinas hidráulicas, devidamente acopladas a um gerador de corrente elétrica. Finalmente, o 

aproveitamento da energia eólica se dá por meio da conversão da energia cinética de translação em energia 

cinética de rotação, com o emprego de turbinas eólicas para a geração de energia elétrica, ou através de 

cataventos e moinhos para trabalhos mecânicos, como bombeamento de água (ANEEL, 2002) 11 . 

A energia elétrica por irradiação solar pode ser gerada em dois sistemas: o heliotérmico e o fotovoltaico. 

Segundo Aneel (2008) 12 , no primeiro sistema, converte-se irradiação solar em calor que é utilizado em usinas 

termelétricas para a produção de eletricidade. No sistema fotovoltaico, a transformação da radiação solar em 

eletricidade é direta. Para tanto, é necessário adaptar um material semicondutor (geralmente o silício) para que, 

na medida em que é estimulado pela radiação, permita o fluxo eletrônico (partículas positivas e negativas). 

Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), o segmento de geração de eletricidade brasileiro 

possui 2.275 empreendimentos em operação, gerando aproximadamente 110 GW de potência. Para os 

próximos anos, prevê-se uma adição de cerca de 50 GW na capacidade de geração, oriundos de 140 

empreendimentos atualmente em construção e mais 476 outorgados. 

A Tabela 0-1, Tabela 0-2 e a Tabela 0-3 apresentam a composição do segmento de geração de eletricidade 

no Brasil e a previsão de sua expansão nos próximos anos, baseada nos empreendimentos em operação, 

construção e outorgados pela Aneel. Como se pode observar na Tabela 0-1, atualmente, a principal fonte de 

geração de eletricidade é a hidroeletricidade (correspondente a 72% da potência gerada no País). No entanto, 

observando a Tabela 0-2 e a Tabela 0-3, a participação das Usinas Termelétricas (UTEs) na geração de 

eletricidade aumentará nos próximos anos. 

11 Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de Energia Elétrica do Brasil. 2002. 

12 Agência Nacional de Energia Elétrica. Atlas de Energia Elétrica do Brasil. 2008. 

23

24 



Tabela 0-1 – Segmento de Geração de Eletricidade no Brasil (composição atual) 

Empreendimentos em Operação 

Tipo N.° de Usinas Potência Fiscalizada* (kW) Potência Fiscalizada (%) 

Hidroeletricidade 866 79.789.368 72,33% 

Centrais Geradoras de Eletricidade (CGH) 320 182.500 0,17% 

Pequenas Centrais Hidrelétricas PCH 373 3.194.148 2,90% 

Usinas Hidrelétricas (UHE) 173 76.412.720 69,27% 

Central Geradora Eolielétrica (EOL) 46 794.336 0,72% 

Central Geradora Solar Fotovoltaica (SOL) 3 36 0,00% 

Usinas Termelétricas (UTE) 1.358 27.728.248 25,13% 

Usinas Nucleares (UTN) 2 2.007.000 1,82% 

Total 2.275 110.318.988 100,00% 

*A Potência Fiscalizada é igual à considerada a partir da operação comercial da primeira unidade geradora. 

Fonte: Banco de Informações de Geração da Aneel (agosto, 2010) 13 . 

Tabela 0-2 – Segmento Geração de Eletricidade no Brasil (expansão) 

Empreendimentos em Construção 

Tipo N.° de Usinas Potência Outorgada (kW) Potência Outorgada (%) 


Centrais Geradoras de Eletricidade (CGH) 1 848 0,01% 

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) 69 908.272 5,36% 


Central Geradora Eolielétrica (EOL) 9 315.300 1,86% 

Usinas Termelétricas (UTE) 48 4724787 27,88% 

Usinas Nucleares (UTN) 1 1.350.000 7,96% 

Total 140 16.949.307 100,00% 

Fonte: Banco de Informações de Geração da ANEEL (agosto, 2010) 14 . 

Tabela 0-3 – Segmento Geração de Eletricidade no Brasil (expansão) 

Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2005 (não iniciaram sua construção) 

Tipo N.° de Usinas Potência Outorgada (kW) Potência Outorgada (%) 


Centrais Geradoras de Eletricidade (CGH) 69 45.630 0,14% 

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) 144 2.043.780 6,46% 


Central Geradora Undielétrica (CGU) 1 50 0,00% 

Central Geradora Eolielétrica (EOL) 89 2.890.331 9,14% 

Central Geradora Solar Fotovoltaica (SOL) 1 5.000 0,02% 

Usinas Termelétricas (UTE) 161 13.271.638 41,96% 

Total 476 31.631.529 100,00% 


A Tabela 0.-4 apresenta a composição atual da geração de eletricidade no Brasil em UTEs com base em 

empreendimentos em operação. Como se pode observar na Tabela 0.-4, atualmente, a principal fonte de 

geração de eletricidade em UTEs é o gás natural, seguida por derivados de petróleo (24%) e bagaço de cana 

(20%), que correspondem a, respectivamente, cerca de 40%, 24% e 20% da potência gerada pelas UTEs no País. 

13 Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. 

14 Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp 

15 Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp

Tabela 0.-4 – Composição Atual das Usinas Termelétricas 

Gás 

Petróleo 

Biomassa 

Total 



UTEs em Operação 

Tipo de Combustível N.° de Usinas Potência Fiscalizada kW 

Natural 93 11.050.530 

Processo 33 1.275.483 

Óleo Diesel 817 4.012.437 

Óleo Residual 29 2.523.803 

Bagaço de Cana 308 5.623.446 

Licor Negro 14 1.240.798 

Madeira 39 327.767 

Biogás 9 48.522 

Casca de Arroz 7 31.408 

Carvão Mineral 9 1.594.054 


Transmissão de Energia elétrica 

1.358 27.728.248 

Define-se a transmissão de energia elétrica como o processo de transporte da energia entre dois pontos. 

O transporte é realizado por linhas de transmissão de alta potência, geralmente usando corrente alternada, 

que de uma forma mais simples conecta uma usina ao consumidor. 

A transmissão de energia é dividida em dois componentes: 

� a transmissão propriamente dita, para potências mais elevadas e ligando grandes centros; e 

� a distribuição, energia efetivamente entregue aos consumidores conectados à rede elétrica de uma 

determinada empresa de distribuição. Essa rede pode ser aérea, suportada por postes, ou por dutos 

subterrâneos com cabos, fios ou fibras ópticas. 

Nas redes de transmissão, a energia elétrica trafega em tensão que varia de 88 kV a 750 kV. Ao chegar às 

subestações das distribuidoras, a tensão é rebaixada e, por meio de um sistema composto de fios, postes e 

transformadores, chega à unidade final em 127 volts ou 220 volts. 

A infraestrutura brasileira de geração de energia elétrica é formada por um sistema nacional interligado 

(SIN) e por sistemas isolados. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), as Regiões Sul, 

Sudeste e Centro-Oeste correspondem a mais de 70% da capacidade instalada do Brasil. Já as Regiões Norte e 

Nordeste representam quase 25% da capacidade instalada total. Apenas 3,4% da capacidade de produção de 

eletricidade do País encontram-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na 

região amazônica e sua energia provém principalmente de usinas termoelétricas. 

De acordo com o ONS, o segmento de transmissão no Brasil é composto de linhas de transmissão que 

somam 97.586 km nas tensões de 230, 345, 440, 500, 660 CC e 750 kV, como evidenciado na Figura 0-1. 

16 Agência Nacional de Energia Elétrica. Disponível em http://www. aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoCapacidadeBrasil.asp 

25

26 

Fonte: ONS, 2010 17 . 

Consumo de Energia Elétrica 



Figura 0-1 – Sistema de Transmissão 2009-2012 

O consumo nacional de energia elétrica na rede totalizou 388.793 GWh em 2009. Com base na Tabela 0-5 

os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste representam aproximadamente 60% do consumo total de energia 

elétrica em 2009. 

Tabela 0-5 – Consumo de Eletricidade no Brasil nos Subsistemas Elétricos 

Subsistemas Consumo (GWh) Participação (%) 

Norte 26.704 7% 

Nordeste 53.803 14% 

Sudeste/Centro-Oeste 234.661 61% 

Sul 66.625 17% 

Total 381.793 100% 

Fonte: EPE, 2010 18 . 

17 Operador Nacional do Sistema Elétrico. Disponível em http://www.ons.org.br/download/biblioteca_virtual/publicacoes/dados_relevantes_2009/02-Sistema- 

de-Transmissao-2009-2012.html . 

18 Empresa de Pesquisa Energética. Disponível em www.ep.gov.br.



O setor industrial é o principal consumidor de energia elétrica, seguido pelos setores residencial e 

comercial. O Gráfico 0-1 apresenta a representação das principais indústrias brasileiras no consumo de energia 

elétrica em 2008. Como se pode observar, a indústrias de não ferrosos, química, alimentos & bebidas, papel & 

celulose e ferro-gusa & aço são as maiores consumidoras de energia elétrica do setor industrial. 

Gráfico 0-1 – Representação das Principais Indústrias Brasileiras 

no Consumo de Energia Elétrica em 2008 

Fonte: BEN 2009 19 . 

Descrição das Principais Fontes de Emissão de GEE e Oportunidades de Mitigação de Emissão 

Como definido na seção 1 desse Relatório, a cadeia do setor de energia elétrica é divida em três elos: 

� elo 1: geração; 

� elo 2: transmissão e distribuição; e 

� elo 3: consumo. 

A avaliação do potencial de redução de emissão de GEE desse no Brasil será feita para os três elos de sua 

cadeia, com base em metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas e em fase de aprovação pela 

Convenção Quadro das Nações Unidas (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão de MDL 

propostos no Brasil e no Mundo. 

No primeiro elo do setor, a principal emissão se dá em função da queima de combustível fóssil, emitindo 

CO₂. As possíveis medidas de mitigação desse elo são: 

� substituição do combustível utilizado na usina geradora de eletricidade por outro menos carbono 

intensivo ou renovável; 

� adoção de medidas de eficiência energética, reduzindo a quantidade de combustível consumido por 

unidade de energia produzida; e 

� utilização de fontes renováveis de energia (por exemplo, biomassa, potencial hídrico e eólico ainda 

não explorado) para geração de eletricidade. 

19 Balanço Energético Nacional – 2009. Disponível em www.ep.gov.br. 

27

28 



No elo de transmissão e distribuição, pode haver emissões de SF6 e de CO₂. As emissões de SF6 ocorrem 

devido ao vazamento desse gás, que é empregado como isolante em equipamentos elétricos. As emissões de 

CO₂ geralmente ocorrem devido à perda de energia elétrica na transmissão e distribuição da rede elétrica, bem 

como da geração de energia em sistemas isolados que não possuem conexão ao Sistema Interligado Nacional. 

Dentre as iniciativas de redução de emissão nesse elo, destacam-se: 

� reciclagem de SF6 e/ou a redução de vazamento de SF6; 

� sistemas de transmissão e distribuição com maior eficiência energética; e 

� expansão da rede elétrica interligada a sistemas isolados em substituição às fontes de geração cativas. 

No último elo desse setor, as emissões são geradas em função do consumo de eletricidade, principalmente 

de CO₂ e de gases refrigerantes, dependendo do sistema em questão. Todas as medidas de mitigação envolvem a 

melhoria da eficiência, seja no consumo direto ou na fabricação/doação de equipamentos mais eficientes para o 

consumidor final. Exemplos de sistemas e equipamentos mais eficientes incluem lâmpadas, reatores, motores, 

sistemas de aquecimento e refrigeração, isolamento térmico e sistemas solares. 

O Quadro 0-1 apresenta as fontes de emissão de GEE em cada elo do setor, as potenciais iniciativas de 

redução de emissão, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento aplicáveis a cada iniciativa. 

Quadro 0-1 – Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras de Emissões na Cadeia do Setor de Eletricidade 

Elo 1 – Geração Elo 2 – Transmissão/Distribuição Elo 3 – Consumo 

Fontes de Emissão Linha de Base Fontes de Emissão Linha de Base Fontes de Emissão Linha de Base 

CO₂ CO₂ Gases refrigerantes 

SF 6 CO₂ 

Iniciativas de Redução de Emissão de GEE Iniciativas de Redução de Emissão de GEE Iniciativas de Redução de Emissão de GEE 

Energia Renovável (por exemplo, Hidro, eólica, solar) Eficiência Energética 

Uso de Biomassa/Resíduos de Biomassa para geração de 

eletricidade ( bagaço de cana-de-açúcar, resíduos 

agrícolas, resíduos florestais) 

Substituição de Combustível em Usinas Termelétricas 

(por exemplo, de óleo combustível para gás natural) 

Eficiência Energética em Plantas Geradoras de 

eletricidade (por exemplo, CCGT) 

SF 6 

Conexão do Sistema Isolado ao Sistema Interligado 

Eficiência Energética (Uso de equipamentos mais 

eficientes tais como lâmpadas, geladeiras) 

Metodologias de Linha de Base Metodologias de Linha de Base Metodologias de Linha de Base 

ACM0002 ACM0013 AM0067 AM0038 

ACM0006 AM0048 AMS-II.A AM0046 

ACM0018 AM0052 NM0334 AM0070 

AM0019 AM0061 AM0035 AMS-II.C 

AM0042 AM0062 AM0079 AMS-II.E 

AM0085 AM0074 AM0045 AMS-II.J 

AMS-I.A. AM0084 AMS-III.AE 

AMS-I.D AMS-II.B NM0328 

AMS-I.F AMS-II.K 

ACM0011 AMS-III.AC 

AM0007 NM0241 

AMS-III.AH NM0292 

ACM0007 NM0336 

ACM0012



Como demonstrado no Quadro 0-1, com base nas metodologias de linha de Base e Monitoramento 

existentes no MDL, as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo da cadeia do setor 

elétrico são: 

� elo 1 (geração): 

� utilização de energia renovável para geração de eletricidade; 

� substituição de combustível; 

� melhoria da eficiência energética na geração; 

� elo 2 (transmissão e distribuição): 

� eficiência energética de redes elétricas; 

� redução das fugas do gás isolante de equipamentos elétricos; 

� expansão do sistema elétrico; 

� elo 3 (consumo): 

� eficiência energética no consumo. 

Iniciativas de Redução de Emissão de GEE no Elo 1 

A Tabela 0-6 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE propostos no MDL que se 

enquadram no Elo 1 e que se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: validação, já validados e 

registrados. Também são apresentados: o potencial total e médio de redução de emissão gerada por esses projetos, 

bem como o número de projetos propostos no resto do mundo (que se encontram nas etapas de validação, já validados 

e registrados). 

É importante ressaltar que alguns projetos foram desenvolvidos utilizando-se mais de uma metodologia, seja do 

mesmo elo (da mesma iniciativa de redução de emissão ou de iniciativas diferentes) ou de outros elos da cadeia do 

setor em questão, bem como dos outros setores estudados. Logo, esses projetos aparecem mais de uma vez na 

Tabela 0-6, bem como nas tabelas dos demais elos e setores que serão apresentadas posteriormente. 

29

30 



Tabela 0-6 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Eletricidade 

Iniciativas de 

Redução de 

Emissão – 

Projetos de MDL 

Eficiência 

Energética 

Substituição de 

combustível em 

UTEs 

Energia Renovável 

e 

Biomassa/Resíduos 

de Biomassa para 

geração de 



e 





Metodologias 

de Linha de 

Base 

Número de 

Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 


Projetos 

registrados 

Elo 1 – Geração de Eletricidade 

Projetos de MDL no Brasil 


Projetos 

rejeitados 

Total de Projetos 

desenvolvidos * 

Potencial total de 

Redução de Emissão 

(ktCO₂e/ano)* 

Potencial médio de 




no resto do 

Mundo 

Número total de 

Projetos 

desenvolvidos* 

ACM0007 1 - - - 1 304 304 11 

ACM0012 7 - - - 7 1314 188 260 

ACM0012 

ACM0002 2 - - - - - - - 1 

ACM0012 

AMS-III.Q. 

- - - - - - - 3 

ACM0004 ³ - - 1 - 1 90 90 126 

ACM0004 ³ 

ACM0001 

ACM0004 ³ 

ACM0002 ² 

ACM0004 ² 

ACM0006 ² 

ACM0004 ² 

AMS-I.D. ² 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 38 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

ACM0013 2 - - - 2 174 87 23 

AM0048 - - - - - - - 1 

AM0052 - - - - - - - 3 

AM0061 - - - - - - - 2 

AM0062 - - - - - - - 2 

AM0074 - - - - - - - 1 

AMS-II.B. - - - - - - - 17 

AMS-II.B. 

ACM0006 ² 

AMS-II.B. 

AMS-I.C. 

AMS-II.B. 

AMS-I.D. ² 

AMS-II.B. 

AMS-II.D. 

AMS-II.B. 

AMS-II.D. 

AMS-III.I.E. 

AMS-II.B. 

AMS-II.I.E., ¹ 

AMS-II.B. 

AMS-III.B. 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

ACM0011 - - - - - - - 5 

AMS-III.AH. - - - - - - - 1 

ACM0002 42 4 20 3 66 6545 99 1386 

ACM0002 

ACM0001 

1 - 5 - 6 726 121 14 

ACM0002 

ACM0004 ² ³ 

ACM0002 

ACM0006 

ACM0002 

ACM0008 

ACM0002 

ACM0012 ² 

ACM0002 

AM0025 

ACM0002 

AM0025 

AMS-I.D. 

ACM0002 

AM0029 

ACM0002 

AMS-I.D. 

ACM0002 

AMS-I.D. 

AMS-II.I.E. 

ACM0002 

AMS-I.D. 

AMS-III.I.E., 

AMS-III.G. 

- - - - - - - 38 

10 - - 1 10 352 35 57 

- - - - - - - 15 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 11 

1 - 1 - 2 28 14 11 

- - - 8 - - - - 

- - 1 - 1 19 19 -



Emissão – 



e 





Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 




Projetos 

validados 


Projetos 

registrados 




Projetos 

rejeitados 









31 


no resto do 

Mundo 


Projetos 


ACM0006 37 - 1 1 38 1685 44 170 

ACM0006 

ACM0004 ² ³ 

ACM0006 

ACM0010 

ACM0006 

AMS-II.B. ² 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

AM0004 4 - - - - - - - 2 

AM0015 4 1 - 24 - 25 471 19 4 

ACM0018 - - - - - - - 2 

AM0042 2 - - - 2 167 84 - 

AMS-I.A. - - 1 - 1 1 1 14 

AMS-I.A. 

AMS-I.D. 

AMS-I.A. 

AMS-I.D. 

AMS-III.D. 

AMS-I.A. 

AMS-I.D. 

AMS-III.H. 

AMS-I.A. 

AMS-II.C. ¹ 

AMS-I.A. 

AMS-II.J. ¹ 

AMS-I.A. 

AMS-III.D. 

AMS-I.A. 

AMS-III.I.E. 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 3 

- - - - - - - 1 

AMS-I.A. 

AMS-III.H. 

- - - - - - - 8 

AMS-I.D. 22 1 24 1 47 1020 22 1382 

AMS-I.D. 

ACM0001 

AMS-I.D. 

ACM0004 ² ³ 

AMS-I.D. 

ACM0010 

AMS-I.D. 

ACM0001 

AM0025 

AMS-I.D. 

ACM0001 

AMS-III.G. 

AMS-I.D. 

AM0014 

AMS-I.D. 

AMS.I.C. 

AMS-I.D. 

AMS.I.C. 

AMS-III.D. 

AMS-I.D. 

AMS.I.C. 

AMS-III.I.E. 

AMS-I.D. 

AMS.I.C. 

AMS-III.I.E., 

AMS-III.G. 

AMS-I.D. 

AMS.I.C. 

AMS.III.H. 

AMS-I.D. 

AMS.I.C. 

AMS.III.Q. 

AMS-I.D. 

AMS-II.B. ² 

AMS-I.D. 

AMS.II.C. ¹ 

AMS-I.D. 

AMS.II.D. 

- - - - - - - 31 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 3 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 8 

- - - - - - - 3 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 18 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 4 

AMS-I.D. - - - - - - - 2

32 



Emissão – 


Metodologias 


Base 

AMS.I.E., ¹ 

AMS-I.D. 

AMS-III.C. 

AMS-I.D. 

AMS-III.D. 

AMS-I.D. 

AMS-III.I.E. 

AMS-I.D. 

AMS-III.I.E., 

AMS-III.G. 

AMS-I.D. 

AMS-III.F. 

AMS-I.D. 

AMS-III.F. 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 

AMS-III.G. 

AMS-I.D. 

AMS-III.G. 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 

AMS-III.H. 

AMS-III.I. 

AMS-I.D. 

AMS-III.K. 

AMS-I.D. 

AMS.III.Q. 


Projetos em 

validação 




Projetos 

validados 


Projetos 

registrados 




Projetos 

rejeitados 










no resto do 

Mundo 


Projetos 


- - - - - - - 1 

1 - - - 1 58 58 73 

7 - 8 - 15 1523 102 16 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 14 

- - - - - - - 1 

1 - - - 1 8 8 63 

1 - - - 1 24 24 - 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 3 

AMS-I.F. 

AMS-I.F. 

- - - - - - - 1 

AMS-I.C. 

AMS-III.H. 

- - - - - - - 1 

1 2 3 4 

Projetos contabilizados em mais de um elo. * Excluem-se os Projetos Rejeitados. Projetos contabilizados em mais de uma iniciativa. Substituída pela ACM0012. Substituída pela 

ACM0006. 

Como pode ser verificado na Tabela 0-6, somente no Brasil há 216 projetos de MDL propostos 

(registrados, validados e em validação) voltados para o uso de energia renovável (por exemplo, fontes hídricas, 

eólicas e biomassa), para geração de eletricidade. Com base nesses projetos do MDL, o potencial médio de 

redução de emissão de projetos de energia renovável varia entre 1 – 121 ktCO₂e/ano. No resto do mundo, já 

foram propostos um total de 3.388 projetos. 

Em relação às medidas de substituição de combustível para redução de emissões, no Brasil, ainda não foi 

desenvolvido nenhum projeto de MDL e, no restante do mundo, há apenas seis projetos propostos no MDL. 

Nas iniciativas de mitigação de eficiência energética, observa-se um total de 11 projetos de MDL propostos no 

Brasil e 498 no resto do mundo. Com base nesses projetos do MDL, o potencial médio de redução de emissão de 

projetos de eficiência energética varia entre 87 – 304 ktCO₂e/ano. 

As iniciativas de redução de emissões no elo 1 são descritas nas subseções abaixo. 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Geração de Energia Elétrica 

No elo de geração, foram avaliadas 32 metodologias, das quais 27 foram incluídas no estudo do potencial de 

redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 12 tipos de projetos concernentes à energia hidrelétrica, 

eólica, biomassa renovável, resíduos de biomassa, substituição de combustível e eficiência energética.




As tecnologias de energia renovável contempladas neste estudo incluem usinas hidrelétricas e eólicas. Os 

projetos de redução de emissão considerados envolvem a instalação de novas usinas e a repotenciação e 

modernização das hidroelétricas já existentes. 

As metodologias ACM0002, AM0019, AMS-I.A., AMS-I.D. e AMS-I.F. foram consideradas como base para a 

determinação de reduções de emissões provenientes de projetos de energia renovável. Segundo essas 

metodologias, as emissões de GEEs na linha de base consistem nas emissões provenientes da geração de 

eletricidade, neste estudo considerado para generalização as usinas geradoras conectadas ao SIN (isto é, da 

geração a partir de usinas termelétricas a combustível fóssil). Para as emissões do projeto, a única fonte de 

emissões contabilizadas é oriunda de novas usinas hidrelétricas, em função do aumento do reservatório de 

água. 

As tecnologias renováveis maremotriz, undielétrica e solar não foram abordadas devido à sua falta de 

competitividade econômica e energética comparativamente às outras tecnologias. Há poucos estudos que 

consideram a implementação destas tecnologias nos planos de expansão energéticos brasileiros e, portanto, 

limitado conhecimento desse potencial. No que concerne especificamente às usinas solares, a aplicação dessa 

tecnologia é avaliada apenas para o aquecimento de água em residências, reduzindo o consumo de 

eletricidade 20 . No entanto, essa avaliação não aborda a instalação de usinas solares com o intuito de geração 

de eletricidade para contribuição expressiva à matriz energética. 

Hidroelétricas 

O potencial para a instalação de hidroelétricas foi estimado com base em todas as Usinas hidrelétricas 

outorgadas pela Aneel 21 e as bacias/sub-bacias com potencial de aproveitamento 22 . 

As usinas outorgadas são aquelas que receberam o Ato de Outorga (Concessão, Permissão, Autorização ou 

Registro) pela Aneel e ainda não iniciaram suas obras. Essas usinas foram incluídas como oportunidades de 

implementação de projetos de redução de emissões, na medida em que podem ocorrer imprevistos adversos que 

impossibilitem o início/conclusão das obras (como falta de capital, por exemplo). 

O potencial a ser aproveitado foi separado em dois níveis de estudo estimado e inventariado. Entende-se por 

potencial inventariado o nível mínimo de estudo em que foi submetido o potencial, portanto, a parcela inventariada 

pôde ainda ser subdividida em partes com e sem restrições ambientais devido ao maior nível de estudo. 

Os resultados apresentados abaixo contemplam somente as usinas outorgadas e a parcela inventariada 

sem restrições ambientais devido à incerteza quanto ao aproveitamento do potencial inventariado com 

restrições e estimado (isto é, não investigado em nível de inventário). 

Para estimar o potencial número de usinas que pode ser instalado utilizou-se como premissa que cada usina 

terá 69 MW, que é a média da potência das usinas outorgadas. O uso desse valor para a estimativa de número de 

projetos é conservador, uma vez que se observa uma tendência pela instalação de usinas do tipo PCH (menos de 

30MW) devido, sobretudo, ao menor investimento total necessário para a mesma e maior facilidade em obtenção 

de licenças ambientais. 

Avaliação Técnica 

O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas apresentadas na 

Tabela 0-7 e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-8. 

Tabela 0-7 – Cálculo de Redução de Emissões 

Emissões da linha de base 

E LB *t CO₂e/ano+ = EG PJ [MWh/ano] x EF grid,CM *t CO₂e/MWh+ 

Emissões do Projeto 

E PJ *t CO₂e/ano+ = EG PJ [MWh/ano] x EF Res *kgCO₂e/MWh+/1000 


RE = E LB – E PR 

20 Posteriormente apresentada no elo 3, consumo de eletricidade. 

21 Aneel/BIG. Disponível em http://www.aneel.gov.br/aplicacoes /capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp. 

22 Potencial a ser aproveitado exclui as usinas em operação e os aproveitamentos em construção e com concessão outorgada. 

33

34 

Tabela 0-8 – Parâmetros 



Parâmetro Descrição Valor Unidade Fonte 

Fator de Capacidade 55% % PNE 2030 

Tempo de operação 8760 h/ano 

EF grid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação 0,25 tCO₂/MWh MCT 

EF grid,BM Fator de Emissão da rede de margem de construção 0,08 tCO₂/MWh MCT 

EF grid,CM Fator de Emissão da rede de margem combinada 0,16 tCO₂/MWh 

Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o 

fator de emissão para um sistema elétrico" 

EF Res Fator de emissão padrão para emissões de reservatórios de usinas hidrelétricas 90 kgCO₂e/MWh Valor default Metodologia 

Custo unitário médio para PCH outorgadas 1800 US$/kW PNE 2030 

Custo unitário médio para o potencial a ser aproveitado 1800 US$/kW PNE 2030 

Custo unitário médio para usinas de grande porte outorgadas 1500 US$/kW PNE 2030 

Resultados Consolidados do Inventário de Oportunidades 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial replicação desse projeto – 

Hidroelétricas – no Brasil, contemplando o possível número de projetos a serem implementados, assim como as 

estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial 

contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 

Os resultados apresentados na Tabela 0-9 resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos 

com base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após 

extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. 

Tabela 0-9 – Resultados do Projeto de Hidroelétricas 

Descrição Valor Unidade 

Fator de redução de emissão anual 354 tCO₂e/(MW x ano) 

Redução de Emissão anual 29.200.462 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão em 10 anos 292.004.618 tCO₂e 

Número de projetos 1.204* unidades 

Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos 242.475 tCO₂e 

Contribuição à matriz energética 82.502 MW 

Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 2.920 Milhões US$ 

Custo do Investimento 144.491 Milhões US$ 

*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será divulgada como 

um anexo do presente estudo. 

Barreiras 

Apesar de ser a fonte predominante de geração de energia elétrica no Brasil, a maior parte das usinas 

hidrelétricas ainda é controlada por empresas públicas, mesmo após a reforma reguladora e o processo de 

privatização iniciados nos anos noventa. Dentre as barreiras que dificultam a instalação de usinas hidrelétricas (UHEs) 

e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), bem como a atração de investimentos privados nesse setor destacamse: 

lentidão no processo de licenciamento ambiental, localização do potencial hídrico latente e falta de linhas de 

financiamento de longo prazo. 

Entre os anos de 1980 e 2000, o aumento da capacidade instalada de geração de energia elétrica no País não 

seguiu plenamente o aumento do consumo de energia, tendo o primeiro crescido 4% em média e o segundo 5%. A 

falta de investimento no setor causou uma redução gradual na quantidade de água armazenada nos reservatórios das 

hidrelétricas então existentes e culminou na interrupção do suprimento energético em 2001 (também conhecida 

como apagão ou “black-out”). Assim, o governo federal elaborou, no começo de 2000, dois planos para aumentar a 

participação da geração termelétrica na matriz energética brasileira: o Plano Prioritário Termoelétrico, de medidas de 

médio prazo, e o Programa Emergencial de Energia, de medidas de curto prazo. Indo ao encontro dos objetivos 

governamentais de segurança do abastecimento e mais recentemente, com a descoberta de grandes reservas de gás 

natural na Bacia de Santos em 2003, a política de utilização do gás natural para geração elétrica tem sido uma 

possibilidade atraente para investimentos privados, o que evita os altos investimentos necessários à geração 

hidrelétrica. 

Além disso, a energia hidrelétrica é dependente da pluviosidade. Como nas estações brasileiras o inverno possui 

precipitações baixas e o verão possui precipitações altas, a água deve ser armazenada na estação chuvosa para que



possa ser consumida no inverno. Dessa forma, há a necessidade de criação de grandes reservatórios, cuja construção 

causa maiores impactos ambientais. A participação da hidroenergia em novos leilões de energia vem sendo limitada 

devido às dificuldades relacionadas ao licenciamento ambiental desses grandes empreendimentos. 

Também deve ser ressaltado que a maior parte dos recursos hídricos da Região Sul-Sudeste já foi explorada, 

estando o potencial restante concentrado na bacia amazônica. Por situar-se distante dos centros urbanos e industriais 

(OECD, 2001) 23 , a localização desses recursos também cria dificuldades na construção dos empreendimentos de 

geração e transmissão da energia elétrica. 

No que concerne às barreiras de investimento, no Brasil, há falta de fontes de financiamento para o investimento 

privado no setor elétrico, especialmente no segmento de geração de energia hidroelétrica, que exige investimento 

inicial elevado. A barreira do investimento consiste no alto custo de capital no Brasil (isto é, a taxa de juros) e no 

mercado de capital pouco sofisticado que restringe os grandes investimentos no setor de eletricidade brasileiro. 

A taxa de juros brasileira (Selic) tem estado extraordinariamente elevada desde 1996, dois anos após a 

implementação do Plano de Estabilização do Real. Além disso, mercados financeiros internos com prazos de um ano 

ou mais praticamente não existem no País. Os credores usualmente optam por não manter contratos de 

financiamento de longo prazo devido à dificuldade de projetar os níveis de preços futuros da eletricidade, com 

exceção do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Segundo Almeida & Pinto Jr. (2005) 24 , a 

estrutura reguladora não foi suficientemente desenvolvida para permitir uma projeção dos níveis de preços futuros da 

eletricidade, gerando relutância das instituições financeiras em aumentar os prazos dos investimentos 25 . O alto nível 

de garantias exigido no Brasil para financiar novos projetos de geração de eletricidade aumenta o custo do projeto, 

impactando negativamente em sua viabilidade econômica e, consequentemente, constituindo-se em um entrave real 

para seu desenvolvimento. 

Essas restrições desanimam o investimento privado, fazendo com que os investidores escolham 

investimentos mais líquidos, como títulos públicos de curto prazo, deixando de investir em oportunidades de 

longo prazo que possam financiar projetos de infraestrutura. 

Repotenciação e Modernização de Hidroelétricas 

Para a identificação das usinas candidatas ao projeto, utilizou-se como base o estudo de Repotenciação e 

Modernização de Usinas Hidroelétricas (EPE, 2008). Neste estudo, foram avaliados os ganhos energéticos de 

um conjunto de 44 usinas hidrelétricas do Sistema Interligado Nacional (SIN) com potência superior a 30 MW e 

mais de 20 anos de operação. 






E LB *t CO₂e/ano+ = EG PJ [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 


RE = E LB 

23 

OECD. Levantamentos Econômicos da OECD: Brasil. Organization for Economic Co-Operation and Development (Organização para Cooperação e 

Desenvolvimento Econômico), Paris, França. 2001. 

24 

ALMEIDA, E.; PINTO JR., H.Q. Reform in Brazilian electricity industry: the sector for a new model, in Int. J. Global Energy Issues, vol 23, nos.213, pp 169-187. 

2005. Available in: http://www.gee.ie.ufrj.br/publicacoes/ artigosgee/index.php 

25 

Diversos programas e iniciativas governamentais, como, por exemplo, o Proinfa, já foram lançados com o objetivo de organizar o mercado, assim como de 

incentivar investimentos no setor elétrico. No entanto, a falta de previsibilidade quanto a essas iniciativas e seus formatos acabou gerando uma instabilidade 

nos preços praticados pelo mercado. Com isso, tomar decisões de investimento no setor elétrico a longo prazo tornou-se um negócio de alto risco. 

35

36 





Tempo de operação 8760 h/ano Calculado 




Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator 

de emissão para um sistema elétrico" 

Custo unitário para repotenciação de hidroelétricas 1400 R$/kW instalado Bermann et alii (WWF, 2004) 

Câmbio médio 2004 2,93 US$/R$ 1 

Custo unitário para repotenciação de hidroelétricas 478 US$/kW instalado Calculado 

1 FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype = 

spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120. 



Repotenciação e Modernização de Hidroelétricas – no Brasil, contemplando o número de projetos a serem 

implementados, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita 

com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos 

necessários à implementação desse projeto. 


com base nas as metodologias de MDL citadas para o esse projeto, alimentadas com informações coletadas 

nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. 

Tabela 0-12 – Resultados do Projeto de Repotenciação e Modernização de Hidrelétricas 


Fator de redução de emissão anual 16,2 tCO₂e/MW instalado/ano 

Redução de Emissão anual 389.912 tCO₂e/ano 


Número de projetos 44* unidades 


Contribuição à matriz energética 605 MW 

Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 39 Milhões US$ 


*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha 

será divulgada como um anexo do presente estudo. 

Barreiras 

Nos últimos anos, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (2008) 26 , diversos agentes do setor 

elétrico brasileiro têm manifestado sua preocupação com os aspectos institucionais, legais e regulatórios, que 

muitas vezes podem ser tão ou mais importantes que os aspectos técnico-econômicos quando se trata de 

viabilizar os investimentos em obras de modernização/repotenciação de usinas hidrelétricas. 

De acordo com a EPE (2008), nesses casos, uma das questões que recorrentemente tem sido colocada como 

entrave institucional e legal relevante reside na inexistência, na atual legislação, de reconhecimento financeiro e 

comercial dos possíveis ganhos energéticos que podem ser obtidos com o aumento de potência efetiva, sem 

aumento de rendimento da usina. A crítica que se faz é que o modelo de comercialização em vigor contempla, no 

mercado regulado, apenas contratos de energia assegurada (isto é, Contratos de comercialização de energia no 

ambiente regulado (CCEAR)). 

Como uma repotenciação sem aumento de rendimento não altera o valor da energia assegurada da usina, 

não é possível negociar um eventual acréscimo da energia efetivamente gerada em certos períodos (energia 

secundária), mesmo tratando-se de uma usina despachada pelo Operador Nacional do Sistema (NOS). 

26 EPE, 2008. Considerações Repotenciação e Modernização de Usinas Hidrelétricas. Nota Técnica DEN 03/08. Série Recursos Energéticos. Empresa de Pesquisa 

Energética, Rio de Janeiro, junho de 2008.



No caso, a energia adicional produzida na usina fica a disposição do sistema, gratuitamente. Essa questão 

é claramente ilustrada pela Associação Brasileira das Grandes Empresas Geradoras de Energia Elétrica (Abrage), 

“para que as empresas efetivem modificações que levem a uma repotenciação é necessário estabelecer uma 

forma de compensação pelos investimentos realizados” [EPE (2008)]. 

Em síntese, não existe regulamentação específica capaz de reconhecer completamente os ganhos energéticos 

advindos das obras de repotenciação, de modo a ressarcir os agentes de geração. Mais ainda, hoje, o ganho de 

potência alcançado resulta em aumento dos encargos setoriais do agente, posto que esses incidem sobre a potência 

instalada da usina (EPE, 2008). Consequentemente, a repotenciação pode ser vista, muitas vezes, como penalização 

(em vez de incentivo) pelo empreendedor. Em certos casos, essa penalização chega a ser maior que o benefício 

advindo do reconhecimento do ganho de energia assegurada, inviabilizando financeiramente a repotenciação. 

Eólicas 

Para a identificação do potencial de oportunidades de redução de emissões através da instalação de 

usinas eólicas, utilizou-se como base a estimativa feita regionalmente no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro 

(Cresesb), excluindo-se o potencial já aproveitado. Do potencial restante considerou-se que somente 40% 

seriam aproveitados devido à possíveis restrições ambientais na implantação de usinas. 

Pelo mesmo motivo explicitado no projeto de instalação de hidrelétricas, também foram incluídas as usinas 

eólicas outorgadas (Aneel/BIG) pela Aneel no potencial de oportunidades de redução de emissão. Disponível em 

www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=1. 

Para estimar o número de usinas que poderão ser instaladas, aproveitando todo o potencial brasileiro, 

utilizou-se como premissa que cada usina terá 32 MW, que é a média da potência das usinas eólicas 

outorgadas. 








RE = E LB 






37 

Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular 

o fator de emissão para um sistema elétrico" 

Fração do potencial eólico que pode ser aproveitado para geração de eletricidade 40% % Premissa ICF&Fides 

Custo unitário para investimento em usinas eólicas 2.321 US$/kW 1 

1 Média dos PDD: Osório Wind Power Plant Project; Icaraí Wind Energy Project; e Livramento wind farm. 



Eólicas – no Brasil, contemplando o possível número de projetos a serem implementados, assim como as 


contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse 

projeto. 


com base nas metodologias de MDL citadas para o esse projeto, alimentadas com informações coletadas após 

extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis

38 



Tabela 0-15 – Resultados do Projeto de Instalação de Usinas Eólicas 








Receita pela redução de emissões em 10 anos 

(CER a US$105) 

1.822 Milhões US$ 




Barreiras 

As principais barreiras que limitam a penetração da energia eólica no País e que teriam que ser transpostas para 

o atendimento da meta proposta pelo PNE 2030, bem como de qualquer outro cenário ambicioso de baixo carbono, 

consistem no elevado investimento inicial e custos de geração, sobretudo, para aquisição dos equipamentos, bem 

como nas restrições regulatórias e de financiamento. 

A fronteira competitiva da produção de energia eólica como fonte primária de energia é colocada em 

risco, devido ao elevado custo da geração de energia em comparação com outras fontes convencionais de 

energia, mesmo em casos de condições hidrológicas críticas. O alto custo da geração de energia eólica deve-se 

à baixa economia de escala e ao uso de equipamentos importados (DE GOUVELLO, 2010 27 ). 

Outras barreiras incluem a dificuldade de acesso aos equipamentos devido às restrições regulatórias 

impostas pelo PROINFA. O índice de nacionalização de 70% inicialmente imposto pelo programa PROINFA tinha 

como objetivo criar um incentivo para o desenvolvimento da indústria nacional de equipamentos. Entretanto, 

para o segmento de geração de energia eólica essa medida gerou entraves à sua expansão, uma vez que o 

Brasil só possui três fabricantes de turbinas e componentes, sendo a maior parte da produção destinada à 

exportação. Além da disponibilidade limitada de fabricantes no mercado brasileiro, outro gargalo é a mão de 

obra especializada insipiente para a instalação e operação das usinas eólicas. 

Vale mencionar que a implementação de usinas eólicas também é dificultada pela ausência de fontes de 

financiamento a longo prazo, destacadas anteriormente para as usinas hidrelétricas. 

Por fim, a relativa baixa confiabilidade dos sistemas de energia eólica devido às condições meteorológicas 

ocasionais, bem como o custo de interconexão das novas usinas com a rede de transmissão, muitas vezes 

distante ou com restrições de capacidade também são apontados como barreira pelos desenvolvedores desses 

projeto no âmbito do MDL. 

Biomassa Renovável 

Há somente uma metodologia da CQNUMC de uso de biomassa para geração de eletricidade – a AM0042. 

Essa iniciativa de redução de emissão envolve a instalação de uma nova usina geradora de eletricidade 

conectada à rede elétrica e o desenvolvimento de uma plantação dedicada para produzir a biomassa que será 

queimada na usina. Segundo a AM0042, devem ser utilizadas terras degradadas (em que não haveria atividade 

agrícola ou florestal) para a plantação dedicada à geração de eletricidade. 

A fonte de emissão na linha de base é a geração de eletricidade pelo SIN. No projeto, haverá diversas fontes 

diferentes de emissão, dentre as quais se destacam o consumo de combustível fóssil para operação da planta e 

para as operações de agricultura, a combustão da biomassa, bem como a produção e aplicação de fertilizantes. 

27 De Gouvello C., 2010. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil. Relatório de Síntese Técnica – Energia. The World Bank Group.

Biomassa Renovável 



O potencial desse projeto foi estimado a partir das áreas disponíveis para a plantação da biomassa que 

será utilizada como combustível nas termelétricas, ou seja, as áreas potencialmente degradadas. Considerou-se 

o cultivo de eucalipto nessas áreas devido à adaptação dessa espécie a diversas condições climáticas, sendo 

possível a extrapolação para todo o território nacional. 

De modo a diminuir o gap entre o potencial estimado e o real, excluíram-se as áreas degradadas 

concentradas no norte do País por ser um sistema parte isolado, isto é, sem acesso ao SIN. Isto porque esse 

fator pode ser um empecilho à exportação da eletricidade gerada e, consequentemente, à implementação do 

projeto. Das áreas restantes, considerou-se somente 10% como potenciais devido às dificuldades e incertezas 

quanto ao aproveitamento em função das distâncias territoriais. 

A Figura 0-2 contempla a área total inicialmente avaliada e complementa visualmente as premissas 

citadas acima. 

Figura 0-2 – Mapa Áreas Degradadas e SIN 

39

40 









Emissões de Projeto 

PE FC *tCO₂e/ano+ = BF PJ [tonelada/ano] x EF FC *tCO₂/tonelada+ 

PE BF *tCO₂e/ano+ = (BF PJ [tonelada/ano] x NCV eucalipto [GJ/tonelada] x EF CH₄,BF *kgCH₄/TJ+ x GWP CH₄ *tCO₂e/tCH₄+)/10^6 

PE FPA *tCO₂e/ano+ = BF PJ [tonelada/ano] x EF FPA *tCO₂/tonelada+ 


RE = E LB – (PE FC + PE BF + PE FPA) 






Fração das áreas degradadas que podem ser 

aproveitadas para geração de eletricidade 

Calculado de acordo com a "Ferramenta para 

calcular o fator de emissão para um sistema 

elétrico" 

10% % Premissa Icf&Fides 

Volume de madeira anual 320 m³/há Premissa ICF&Fides 

Densidade do eucalipto 500 kg/m³ Premissa ICF&Fides 

NCV eucalipto Poder calorífico do eucalipto 15,6 GJ/tonelada Premissa ICF&Fides 

EF FC 

Eficiência da geração de eletricidade na planta de 

projeto a partir de biomassa 

20% % Simplificação metodologia AM0085 

Tempo de operação anual 7.884 horas/ano Premissa ICF&Fides 

Fator de emissão relativo ao combustível fóssil utilizado 

nas operações agrícolas + transporte biomassa + usina 

0,011 tCO₂/tonelada de biomassa 1 

EF CH₄,BF Fator de emissão de CH₄ para a combustão da biomassa 41,1 kg CH₄/TJ Default para madeira – metodologia AM0042 

GWP CH₄ Potencial de aquecimento global do metano 21 tCO₂e/tCH₄ 

EF FPA 

Fator de emissão relativo à produção e aplicação de 

fertilizantes 


Investimento plantação dedicada 4.881 R$/há Premissa ICF&Fides 

Investimento plantação dedicada 2757 US$/há Premissa ICF&Fides 

Investimento nova UTE 1.782 US$/kW 1 

Câmbio médio 2010 1,77 R$/US$ 

Potência de uma unidade geradora 30 MW 

Banco Central do Brasil. Taxa de câmbio – 

Segmento Livre (média para o ano de 2010 até 

13 out 2010).** 

Calculado de acordo com a frequência das 

potencias instaladas das usinas de biomassa 

outorgadas 

Investimento em conexão da usina ao SIN 294 US$/MWh Premissa ICF&Fides 

1 Média dos PDDs: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project/Electricity generation from renewable sources – Sykué I 

Thermoelectric Power Plant. 

**Disponível em www.bcb.gov.br/pec/Indeco/Port/indeco.asp? idioma=P.





Biomassa Renovável – no Brasil, contemplando o possível número de projetos a serem implementados, assim 

como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, 

potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à 

implementação desse projeto. 



extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis 

Tabela 0-18 – Resultados do Projeto de Biomassa Renovável 


Fator de redução de emissão anual 14,0 tCO₂e /ha/ano 


Redução de Emissão em 10 anos 1.445.059.181 tCO₂e 

Número de projetos 6.052 * unidades 

Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos 238.763 tCO₂e/projeto 



(CER a US$10) 

14.451 Milhões US$ 




Barreiras 

Há somente dois projetos de geração de energia elétrica com biomassa renovável por meio de plantação 

dedicada já desenvolvidos no Brasil. Dentre as barreiras, destacam-se: de investimento e técnica. 

Além das restrições de financiamento a longo prazo indicadas como entrave à atração de investimentos em 

projetos de geração eólica e hidrelétrica, outra importante barreira de investimento é o custo de interligação com os 

sistemas de transmissão de energia elétrica. É comum que as usinas sejam afastadas de centros urbanos, gerando 

uma necessidade de investimento em linhas de transmissão até que a energia possa ser incorporada ao sistema das 

companhias de distribuição de força. Adicionalmente, segundo De Gouvello (2010), a regulação do setor elétrico 

brasileiro imputa a responsabilidade de construção da rede de conexão com o sistema de transmissão e distribuição 

ao empreendedor da geração distribuída, que eleva os custos de investimentos nesse tipo de projeto e, podendo, 

inclusive, inviabilizá-lo. 

Deve ser ressaltado ainda que, em virtude da ausência de ampla experiência para projetos desse tipo no 

Brasil, como esses envolvem plantação dedicada, é preciso escolher as espécies mais adequadas para o 

processo, o que implica gastos adicionais com P&D. 

No que concerne às barreiras técnicas, considerando que não se trata de um segmento tradicional da indústria 

brasileira, a necessidade de mão de obra treinada para execução dessas novas atividades pode ser um gargalo para 

seu desenvolvimento – dificilmente a oferta de tal mão de obra é disponível próxima ao site. Outras barreiras são a 

falta de infraestrutura e a necessidade de aquisição de terras e seus lentos processos burocráticos de legalização. 

Resíduos de Biomassa 

Iniciativas de redução de emissão provenientes de utilização de resíduos de biomassa para geração de 

energia elétrica podem envolver a instalação de uma nova usina geradora ou a adição de capacidade, 

modernização ou substituição de uma usina já existente. 

As usinas geradoras podem ser elétricas, elétricas e térmicas, ou usinas de cogeração. As metodologias da 

CQNUMC aplicáveis para projetos desse tipo são a ACM0006, ACM0018, AM0085 e AMS-I.D. As principais 

emissões de linha de base são geradas pelo consumo de combustível fóssil na geração de energia. Para os 

projetos que envolvem a instalação de novas usinas ou adição de capacidade, as principais fontes de emissão 

são o consumo de combustível fóssil para operação da planta e para o transporte da biomassa. 

41

42 



GERAÇÃO DE ELETRICIDADE EM ALEGRETE, RIO GRANDE DO SUL 

Um projeto de geração de eletricidade a partir de biomassa registrado no Brasil, em Alegrete, no Estado do Rio Grande do Sul, 

exemplifica a atratividade do desenvolvimento de projetos desse tipo. A atividade de projeto consiste na construção de uma usina 

termelétrica 100% a biomassa (casca de arroz) com capacidade máxima de geração de eletricidade de 5MW. 

O projeto substituirá o consumo de eletricidade da rede através da geração de energia renovável para consumo próprio e também 

para exportação do excedente à rede. Ao utilizar a biomassa como combustível, o projeto também evitará emissões de metano 

devido à decomposição de cascas de arroz não utilizadas. Maior detalhamento do projeto é demonstrado na Tabela 0-19. 

Tabela 0-19 – Geração de Eletricidade a partir da Biomassa 

Parâmetro Valor Unidade 

Capacidade Adicional 5 MW 

Custo do Investimento 8.909.000 US$ 

Quantidade de casca de arroz 67.320 Tonelada/ano 

Redução de Emissões Média 19.486 tCO₂ano 

Preço do carbono 18,00 US$/tCO₂ 

Receita dos créditos 350.748 US$/ano 

Receita total com os créditos (10 anos) 3.507.480 US$ 

TIR – Sem a receita dos CERs -1,98 % 

TIR – Com a receita dos CERs 1,42 % 

Fonte: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project. 

Disponível em http://cdm.unfccc.int/filestorage/PJ7NA28AYIVME8N361APU9NEWFVCHG/PDD_3.1?t=eHB8MTI5MTM4Mjc5NS41OQ==|hIbO994rywBTqZCli7km2N1Tmuc. 

Resíduos de Milho 

O potencial de geração de eletricidade por meio de UTEs alimentadas com resíduos de milho foi estimado 

a partir dos municípios produtores de milho. A geração de resíduos, de acordo com os dados do PNE 2030, é de 

5 toneladas por tonelada de milho (em base seca). Porém, embora a quantidade de resíduos gerados seja 

considerável, atualmente, uma parte relativamente pequena seria aproveitável para energia devido à ausência 

de tecnologia adequada para coleta e transporte. Em função do expressivo volume, têm-se desenvolvido no 

exterior sistemas de colheita para a recuperação dos resíduos que podem ser adequados para a realidade 

brasileira. 

Portanto, considerou-se que atualmente não há nenhum aproveitamento energético dos resíduos de 

milho, estando totalmente disponíveis para a geração de eletricidade. Para estimar o potencial desse projeto, 

adotou-se como premissa que 20% dos resíduos serão mantidos no campo em função das dificuldades de 

colheita ou para a proteção do solo. Além disso, considerou-se que somente haveria projeto se o município 

produtor gerasse resíduos suficientes para a instalação de unidades geradoras de no mínimo 30 MW 28 . Dessa 

forma, limitou-se o número de municípios potenciais para a aplicação do projeto em questão. 

Vale destacar que não foi avaliada a viabilidade dos projetos ante a possível distância dos centros 

produtores de resíduos dentro dos municípios, muitas vezes extensos. 


O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas na Tabela 

0-20 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-21. 





E PJ *t CO₂e/ano+ =Q PJ [tonelada/ano] x (CF AUX *tCO₂/tonelada+ + CF TRANSP/OPAGR 

*tCO₂/tonelada+) 


RE = E LB – E PJ 

28 Maior frequência encontrada para a potência das usinas de biomassa outorgadas pela Aneel, desconsiderando-se as usinas com potência menor de 5 MW. Das 48 

UTEs a biomassa, 12 concentram-se em 25-35 MW).








43 

Calculado de acordo com a "Ferramenta 

para calcular o fator de emissão para um 

sistema elétrico" 

Quantidade de resíduo de milho deixado no campo 20% % Premissa ICF&Fides 

Poder calorífico da palha de arroz 17,7 GJ/tonelada PNE 2030 

Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a partir 

de biomassa 


CF AUX Quantidade de combustível auxiliar 0,006 tCO₂/tonelada de biomassa 1 

CF TRANSP/OPAGR 

Quantidade de combustível fóssil para operações 

agrícolas/transporte da biomassa 


Período de safra 2.880 horas/ano Premissa ICF&Fides 

Custo unitário para investimento 1.782 US$/kW 1 

1 Média dos PDDs: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project. 


São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação potencial replicação desse projeto – 

Resíduos de Milho – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores identificados para a 

implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, 

potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de 

investimentos necessários à implementação desse projeto. 




Tabela 0-22 – Resultados do Projeto de Resíduos de Milho 


Fator de redução de emissão anual 371,9 kgCO₂e /tonelada de milho produzido 



Número de projetos 454* Municípios produtores 






será divulgada como um anexo do presente estudo.

44 

Resíduos de Soja 



O potencial de geração de eletricidade através de UTEs com resíduos de soja foi estimado a partir dos 

municípios produtores de soja. De acordo com o PNE 2030, a geração de resíduos é de 3,6 toneladas por 

tonelada de soja (base seca). Apesar desse elevado potencial, assim como para os resíduos de milho, 

atualmente apenas uma parte muito pequena seria aproveitável para geração de energia devido à ausência de 

tecnologia adequada para a coleta e transporte. 

Porém, diferentemente do milho, a soja tende a apresentar maiores dificuldades para superar esses obstáculos 

devido aos efeitos no solo e alta impureza mineral nos resíduos, dependendo da tecnologia. 

Em função das barreiras citadas, considerou-se que atualmente não há aproveitamento energético dos resíduos 

de soja, estando totalmente disponíveis para a geração de eletricidade. Para efeito desse projeto, adotou-se uma 

perda de 20% dos resíduos deixados no campo, bem como a premissa de que somente haveria projeto se o 

município produtor gerasse resíduos suficientes para a instalação de unidades geradoras de no mínimo 30 MW 29 . 

Dessa forma, limitou-se o número de municípios potenciais para a aplicação do projeto em questão. 

Vale destacar que não se avaliou a viabilidade dos projetos frente à possível distância dos centros 









E PJ *t CO₂e/ano+ =Q PJ [tonelada/ano] x (CF AUX *tCO₂/tonelada+ + CF TRANSP/OPAGR *tCO₂/tonelada+) 










elétrico" 

Quantidade de resíduo de soja deixado no campo 20% % Premissa ICF&Fides 

Poder calorífico dos resíduos de soja 14,6 GJ/tonelada PNE 2030 

Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a partir de 

biomassa 




Quantidade de combustível fóssil para operações agrícolas/transporte da 

biomassa 


t Período de safra 2880 horas/ano Premissa ICF&Fides 

Custo unitário para investimento 1782 US$/kW 1 

1 Média dos PDDs: GEEA Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project. 

29 Maior frequência encontrada para a potência das usinas de biomassa outorgadas pela Aneel, desconsiderando-se as usinas com potência menor de 5 MW. 

Das 48 UTEs a biomassa, 12 concentram-se em 25-35 MW).





Resíduos de Soja – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores identificados para a 

implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de 

GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como 

de investimentos necessários à implementação desse projeto. 




Tabela 0-25 – Resultados do Projeto de Resíduos de Soja 


Fator de redução de emissão anual 239,7 kgCO₂e/tonelada de soja produzida 










Palha de Arroz 

O potencial de geração de eletricidade através de UTEs alimentadas com palha de arroz foi estimado por 

meio dos municípios produtores de arroz. De acordo com o PNE 2030, a razão mássica entre a quantidade de 

palha gerada pela quantidade de arroz produzido é de 4,3 (base seca). 

Diferentemente do milho e soja, sabe-se que uma parcela da palha do arroz já é aproveitada, porém em 

pequena escala e em quantidades desconhecidas. Em função disso, considerou-se um aproveitamento menor da 

palha no projeto – 60% de toda a palha de arroz gerada. Adotou-se como premissa, com base nas usinas de resíduos 

de arroz outorgadas, que somente haveria projeto se o município produtor gerasse resíduos suficientes para 

instalação de unidades geradoras de no mínimo 15 MW. Dessa forma, restringiu-se o número de municípios 

potenciais para aplicação do projeto em questão. 

Vale destacar que não foi avaliada a viabilidade dos projetos relacionada à possível distância dos centros 









E PJ *t CO₂e/ano+ =Q PJ [tonelada/ano] x (CF AUX *tCO₂/tonelada+ + CF TRANSP/OPAGR *tCO₂/tonelada+) 



45

46 










Quantidade de palha não é aproveitada 40% % Premissa ICF&Fides 

Poder calorífico da palha de arroz 16 GJ/tonelada PNE 2030 

Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a 

partir de biomassa 




Quantidade de combustível fóssil para operações agrícolas 

/transporte da biomassa 


Tempo de operação anual 6.619 horas/ano 1 

Custo unitário para investimento 1.782 US$/kW 1 

1 Média dos PDDs: URBANO Sinop Biomass Electricity Generation project/JOSAPAR Pelotas Biomass Electricity Generation Project/CAAL Biomass Electricity Generation Project/GEEA 

Biomass 5 MW Power Plant Project, referred to as the Project/UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project/Santalucia biomass co-generation Project. 



Resíduos de Palha de Arroz – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores 

identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução 

de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética 

nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 




Tabela 0-28 – Resultados do Projeto de Palha de Arroz 


Fator de redução de emissão anual 193,4 kgCO₂e/tonelada de arroz produzido 










Geração com Palha de Cana-de-Açúcar 

O potencial de geração de eletricidade através de UTEs com palha de cana foi estimado a partir das 

unidades de processamento de cana da região centro-sul, que constituem juntos quase totalidade do 

processamento de cana nacional. De acordo com o PNE 2030, a razão mássica entre a quantidade de palha 

gerada pela quantidade de cana produzida é de 0,14 (base seca). 

Atualmente, somente 50% da palha da cana-de-açúcar podem ser aproveitadas para a geração de 

eletricidade. Isso ocorre devido à prática da queima da palha de cana na pré-colheita. Entretanto, a legislação 

ambiental e a melhoria da colheita mecânica têm reduzido progressivamente essa prática, principalmente nos 

estados do centro-sul, que são os maiores produtores de cana-de-açúcar. 

A Lei 11.241/2002 determina que a queima da cana no Estado de São Paulo seja eliminada até 2021 para 

as áreas mecanizáveis (com inclinação menor que 12%), e suspensa totalmente até 2031. Recentemente, 

outros estados do centro-sul também têm adotado a legislação de controle e eliminação da queima da canade-açúcar. 

Apesar do prazo para a eliminação total da queima em 2031, considerou-se neste estudo que toda a palha 

gerada atualmente pode ser utilizada para a geração de eletricidade, se antecipada a substituição da colheita 

manual pela mecânica. Essa antecipação, no entanto, exige um custo de investimento não estimado pelo 

projeto, mas pode ser parcialmente ou totalmente compensado pela potencial receita de carbono.



De acordo com estudos feitos pelo PNE, usualmente uma parcela da palha da cana permanece no campo 

após a colheita visando, sobretudo, à proteção do solo. Em função disso, considerou-se um aproveitamento de 

60% da palha da cana, excluindo somente a parcela deixada no campo. 








E PJ *t CO₂e/ano+ =Q PJ [tonelada/ano] x (CF AUX *tCO₂/tonelada+ + CF TRANSP/OPAGR 

*tCO₂/tonelada+) 








47 

Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator 

de emissão para um sistema elétrico" 

Poder calorífico da palha e ponta de cana 16 GJ/tonelada PNE 2030 

Eficiência da geração de eletricidade na planta de projeto a partir de 

biomassa 




Quantidade de combustível fóssil para operações 

agrícolas/transporte da biomassa 


Tempo de operação anual (em função da safra de cana-de-açúcar) 4033 horas/ano 2 

Custo unitário para investimento 1782 US$/kW 1 

1. Média dos PDDs: UTE São Borja 12.3 MW Rice Husk Project/Electricity generation from renewable sources – Sykué I Thermoelectric Power Plant/GEEA Biomass 5 MW Power Plant 

Project, referred to as the Project. 

2. Média dos PDDs: Guaíra bagasse cogeneration efficiency project/CEVASA distillery biomass power generation project/Noroeste Paulista biomass residue cogeneration project/Lagoa 

da Prata cogeneration project/Santo Inácio biomass residue cogeneration Project. 



Resíduos de Palha de Cana – no Brasil, contemplando o número de possíveis municípios produtores 







Tabela 0-31 – Resultados do Projeto de Geração com Resíduos de Palha de Cana-de-açúcar 


Fator de redução de emissão anual 11,3 kgCO₂e/tonelada de cana produzida 











48 

Barreiras 



Projetos desse tipo utilizam resíduos de madeira e da agricultura para a geração de eletricidade. Esse tipo 

de geração é raro no Brasil, portanto, há poucas atividades realizadas em escala comercial. Consequentemente, 

há barreiras tecnológicas para a construção de usinas termoelétricas (UTEs) a resíduos de biomassa. 

Assim como para as outras iniciativas de geração de eletricidade, as altas taxas de juros e o retorno do 

investimento a longo prazo também consistem em entraves ao desenvolvimento desses projetos. No entanto, 

iniciativas de energia renovável como essa enfrentam barreiras ainda maiores associadas aos riscos de se 

adotar tecnologias desconhecidas – isto é, é mais fácil conseguir empréstimo para uma termelétrica tradicional 

do que uma que usa biomassa. Por fim, deve ser ressaltado que não há incentivos para usinas independentes 

de geração de energia elétrica através de biomassa. 

Cogeração com Bagaço de Cana 

Na indústria sucroalcooleira brasileira, as necessidades energéticas são atendidas quase integralmente 

pela biomassa residual do processamento de cana-de-açúcar. Porém, o processo de geração de energia muitas 

vezes é ineficiente, pois a capacidade energética é muito superior às necessidades do processo produtivo. 

Pode-se afirmar que todas as unidades de processamento de cana geram eletricidade com bagaço e existe 

potencial para exportação da eletricidade excedente ao SIN através do aumento da eficiência de geração. 

O potencial de cogeração com bagaço de cana foi estimado a partir das unidades de processamento de 

cana da região centro-sul, que juntas constituem quase totalidade do processamento de cana nacional. A partir 

do conhecimento dos principais produtores, estimou-se uma eficiência de geração de eletricidade atual e uma 

meta a ser alcançada com base nos projetos de MDL já desenvolvidos no Brasil até o momento. 








RE = E LB 






Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de 

emissão para um sistema elétrico" 

Eficiência média atual de geração de eletricidade 35 kWh/tonelada de cana 1 

Eficiência média que pode ser alcançada 94 kWh/tonelada de cana 1 


Custo unitário para investimento 1.007.693 US$/MW 1 

1 Média dos PDDs: Guaíra bagasse cogeneration efficiency project/CEVASA distillery biomass power generation project/Noroeste Paulista biomass residue cogeneration project/Lagoa da 

Prata cogeneration project/Santo Inácio biomass residue cogeneration project. 



Cogeração com Bagaço de Cana – no Brasil, contemplando o número de possíveis sites identificados para a 



investimentos necessários à implementação desse projeto.






Tabela 0-34 – Resultados do Projeto de Cogeração com Bagaço de Cana-de-açúcar 











foi entregue será divulgada como um anexo do presente estudo. 

Cogeração com Licor Negro 

Da mesma forma que para a cogeração com bagaço de cana, considerou-se como premissa que todas as 

unidades produtoras de celulose geram eletricidade em função do seu processo produtivo. O licor negro, 

produzido durante o tratamento térmico da celulose, é aproveitado posteriormente no processo, gerando 

eletricidade. 

Da mesma maneira que nas indústrias sucroalcooleiras, essa eletricidade tem como objetivo suprir as 

necessidades do processo produtivo e muitas vezes é gerada de forma ineficiente. O potencial de cogeração 

com licor negro foi estimado com base nas unidades de produção de celulose existentes, estimando-se uma 

eficiência de geração de eletricidade atual e uma meta a ser alcançada com base em especialistas do setor. 








RE = E LB 




EF grid,BM 

Fator de Emissão da rede de margem de 

construção 


0,1 tCO₂/MWh MCT 

49 



Fator licor negro/pasta de celulose 1,5 Ton de licor negro/ton de pasta de celulose Premissa ICF&Fides 

Eficiência média atual de geração de eletricidade 425,8 kWh/tonelada de licor negro Premissa ICF&Fides 

Eficiência média que pode ser alcançada 487,8 kWh/tonelada de licor negro Premissa ICF&Fides 

Tempo de operação anual 6538 horas/ano Premissa ICF&Fides 

Custo unitário para investimento 1575,5 US$/kW 

PDDs: Biomass based Cogeneration Power Project in Uttar 

Pradesh e Hunan Juntai Biomass Power Plant Project

50 





Cogeração com Licor Negro – no Brasil, contemplando o número de possíveis sites identificados para a 







Tabela 0-37 – Resultados do Projeto de Cogeração com Licor Negro 









Custo do Investimento 281 Milhões US$ 



Barreiras 

Pode-se considerar que não h barreiras tecnológicas à implementação de unidades de cogeração de 

eletricidade com resíduos de biomassa, j que tecnologias eficientes são comercialmente disponíveis no País. 

No entanto, as usinas operam com baixa eficiência e não são competitivas quando comparadas com outras 

opções de geração de energia. Dentre os entraves à instalação de unidades de cogeração com resíduos de 

biomassa, destacam-se as barreiras técnicas, de investimento e de prática comum. 

Em relação às barreiras técnicas, a capacidade das linhas de transmissão pode ser insuficiente para 

atender a oferta de geração de eletricidade excedente em algumas regiões do país. 

No que tange às barreiras de investimento, assim como para a geração de energia hidrelétrica, eólica e 

com biomassa renovável, as restrições de financiamento a longo prazo também dificultam o desenvolvimento 

de projetos de cogeração com resíduos de biomassa. Adicionalmente, há um custo adicional de interligação do 

produtor de eletricidade com os sistemas de transmissão de energia elétrica que pode inviabilizar o projeto. 

No que concerne especificamente ao setor sucroalcooleiro, no Brasil, praticamente todas as 

usinas/destilarias realizam cogeração a partir do bagaço de cana-de-aç car em suas instalações durante o 

período da safra, sendo autossuficientes em suas demandas térmica e eletromec nica. Usualmente, a 

eletricidade produzida atende completamente à demanda interna. Quando h produção de excedentes, a 

eletricidade pode ser exportada para o Sistema Interligado Nacional (SIN). No setor de papel e celulose, o 

cenário é semelhante. Contudo, apesar da autossufici ncia em energia elétrica, a geração de excedentes 

nesses setores é ainda limitada. 

Além das barreiras mencionadas acima, quando se trata de usinas de açúcar e álcool ou fábricas de 

celulose, não há um forte incentivo para investimento em centrais próprias de geração de eletricidade 

destinada ao SIN. Isso ocorre devido à percepção do alto risco associado e que o mesmo montante investido no 

negócio tradicional (produção de etanol/açúcar e celulose) terá remuneração mais segura e mais significativa. 

Portanto, a tendência é que as empresas invistam em sua atividade principal, ao invés de investir em geração 

de eletricidade para a rede.



Ainda se tratando da barreira de prática comum, apesar de historicamente os setores sucroalcooleiro e de 

celulose terem apresentado elevadas taxas de crescimento, há uma barreira cultural para implantação desses 

tipos de projeto que representa um obstáculo considerável: a geração de eletricidade para venda à rede e a 

negociação de eletricidade no mercado de energia são relativamente novos nesses setores. sso pode ser 

ilustrado pela atual forma de comercialização de energia elétrica (isto é, leilões) que impõe dificuldades 

adicionais, na medida em que h desconhecimento sobre o setor elétrico e com a sistem tica dos leilões. 

Substituição de Combustível 

As metodologias ACM0011, AM0007 e AMS-III.AH. são aplicáveis para reduções de emissões provenientes 

de diferentes projetos de troca de combustível. A ACM0011 envolve a troca de combustível em usina geradora 

de energia elétrica a base de carvão ou de combustíveis derivados de petróleo para gás natural. Já a AM0007 

abrange a substituição do combustível utilizado em plantas de cogeração de biomassa na entressafra. Essa 

última metodologia não foi utilizada nesta análise em função do desconhecimento da prática usual para a 

geração de eletricidade em UTEs de biomassa na entressafra. 

A metodologia de pequena escala, AMS-III.AH., se aplica a qualquer projeto de modernização ou troca de 

combustíveis intensivos em carbono para combustíveis menos intensivos em carbono e/ou renováveis. 

A redução de emissão, para qualquer metodologia empregada, se dá em função da maior emissão de gases 

de efeito estufa do combustível utilizado na linha de base, quando comparada às emissões com a utilização desses 

combustíveis menos carbonointensivos e renováveis. 

Troca de Combustível em Termelétricas 

Para avaliação do potencial de substituição de combustível em UTEs, considerou-se a troca de combustível 

para gás natural em todas as usinas a óleo combustível e diesel em construção e outorgadas pela Aneel. O 

potencial de substituição de combustível em UTEs não abrange todas as usinas em operação, visto que nem 

todas as usinas em operação são aptas a substituir o combustível sem que haja um esforço técnico e 

econômico que inviabilize o projeto. Com base nesse pressuposto, estimou-se a troca de combustível em todas 

as usinas a óleo diesel em operação devido à tecnologia comumente empregada. 

Dentre as UTEs avaliadas, foram desconsideradas as localizadas nos Estados em que não há gasodutos 

para distribuição de gás natural. São eles: AC, RO, RR, PA, AP, MA, PI, TO, GO. 

Não foi estimado o ganho de eficiência em função da troca de combustível, permanecendo fixa em 35% 

para todas as usinas, independente do tipo de combustível. 

Para o fator de capacidade, utilizaram-se diferentes fatores dependendo do destino dado à eletricidade 

gerada nas UTEs. Para as usinas de registro, estimou-se um fator de 10% considerando que essas usinas operam 

normalmente somente em que da de energia elétrica e em horários de pico. Já para as usinas de serviço público a 

diesel, o fator de capacidade foi de 1% devido ao despacho do sistema que prioriza a operação das fontes 

renováveis. As demais usinas foram mantidas com um fator de 90%. 






E LB *t CO₂e/ano+ = EG LB [MWh/ano] x 3,6/η x EF *kgCO₂e/GJ+/1000 


E PJ *t CO₂e/ano+ = EG LB [MWh/ano] x 3,6/η x EF GN *kgCO₂e/GJ+/1000 



51

52 










η Eficiência média de geração de eletricidade das UTEs 35% % Premissa Icf&Fides 

EF OC Fator de emissão óleo combustível 77,6 kgCO₂e/GJ IPCC 2006 

EF OD Fator de emissão óleo diesel 74,3 kgCO₂e/GJ IPCC 2006 

EF GN Fator de emissão gás natural 56,2 kgCO₂e/GJ IPCC 2006 

Tempo de operação anual 8.760 horas/ano 

Quantidade de diesel no B5 95% % 

Fator de Capacidade – Usinas SP a óleo diesel 1% % PDE 2019 

Fator de Capacidade – Usinas PIE/APE 90% % Premissa ICF&Fides 

Fator de Capacidade – Usinas REG 10% % Premissa ICF&Fides 

Custo unitário para investimento 25.517 US$/MW 1 

1 Média dos PDDs: Fuel Switching Project of the Aqaba Thermal Power Station (ATPS)/LKPPL Fuel switch project for generation of cleaner power 



Troca de Combustível em Termelétricas – no Brasil, contemplando o número de possíveis sites identificados 

para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões 

de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim 

como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 

Vale ressaltar que algumas usinas contempladas no projeto, as usinas autoprodutoras de energia, estão 

contempladas também no projeto de Conexão de Sistemas Isolados, logo, deve-se excluí-las de um dos 

projetos para obter o número real de oportunidades de redução de emissões. 




Tabela 0-40 – Resultados do Projeto de Troca de Combustível em UTEs 


Fator de redução de emissão anual 1.541 tCO₂e/MW instalado/ano 










Barreiras 

Apesar de haver alguns projetos de troca de combustível (de carvão ou derivado de petróleo para gás 

natural) já desenvolvidos no mundo, principalmente, na Ásia, ainda não foram desenvolvidos projetos desse 

tipo no Brasil. Nesse sentido, pode-se afirmar que há barreira de prática comum, associada às incertezas 

provenientes do pioneirismo, bem como a falta de informação sobre as condições nacionais para 

desenvolvimento desses projetos. 

Os projetos desenvolvidos na Ásia levantaram como principal barreira os investimentos necessários para a 

implementação do novo processo que usaria outro combustível, somada à instabilidade no preço do 

combustível (fator esse que não é tão representativo no Brasil).



No Brasil, a principal barreira de investimento para esse tipo de projeto consiste nos custos tecnológicos e de 

integração com o sistema nacional de dutos de gás natural. Adicionalmente, há uma barreira técnica relacionada à 

garantia de suprimento do gás natural, já que parte da demanda desse combustível é atendida por países sulamericanos 

politicamente instáveis, sobretudo, a Bolívia. Adicionalmente, há limitações tecnológicas nas próprias 

UTEs, já que em função da tecnologia empregada nem todas as usinas são tecnicamente viáveis à troca de 

combustível. 

Eficiência Energética 

Como o sistema brasileiro é predominantemente hidrelétrico, foram excluídas as metodologias ACM0013, 

AM0029, AM0048, AM0084, AM0087, AMS-II.K. e NM0336, que consideram a instalação de novas usinas de 

combustível fóssil. Independentemente da eficiência das UTEs a combustível fóssil, não haverá redução de 

emissões quando comparado à energia fornecida na linha de base pelas usinas geradoras do SIN. 

As demais metodologias – ACM0012, AM0052, AM0061, AM0062, AM0074, AMS-II.B., AMS-III.AC., NM0292 

e NM0241 – foram desconsideradas devido à falta de banco de dados disponível para a análise, pouca aplicação 

e/ou reduzidos recursos para contemplar todas as oportunidades existentes. 

Dessa forma, as medidas de eficiência energética consideradas na geração de eletricidade foram baseadas 

na metodologia ACM0007 – adição de ciclo às usinas de ciclo aberto. 

O pressuposto central para a redução de emissão da medida de eficiência energética é uma maior geração 

de energia, que na linha de base seria fornecida pelo SIN ou gerada por uma usina geradora de eletricidade a 

base de combustível fóssil. Logo, a redução de emissões ocorre, principalmente, em função do menor consumo 

desse combustível, seja das usinas geradoras conectadas ao SIN ou fontes geradoras cativas. 

Adição de Segundo Ciclo a UTEs de Ciclo Simples 

Esse projeto aplica-se a UTEs que geram energia por meio de um ciclo simples consumindo gás natural e 

consiste na geração adicional de energia por meio da implementação de um sistema de recuperação de calor e 

geração de vapor que será enviado a uma turbina a vapor. 

A adição de ciclo às usinas controladas pelo governo (por exemplo, Furnas) as tornaria menos flexíveis 

operacionalmente para atender as inúmeras partidas e paradas rápidas características do sistema hidrotérmico 

brasileiro. Logo, essas foram excluídas do conjunto de UTEs potenciais de aplicação do projeto por 

conservadorismo, não as desclassificando tecnicamente para tal. 

As usinas de registro também foram desprezadas da estimativa uma vez que essas funcionam, na maioria 

das vezes, como back-up em caso de queda de energia ou em picos de consumo (como em hospitais, por 

exemplo), sendo dificilmente candidatas a esse tipo de projeto. 






RE *t CO₂e/ano+ = (EG PJ [MWh/ano] – EG LB [MWh/ano]) x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 

53

54 





Tempo de operação 8760 h/ano 




Fator de Disponibilidade 90% % 



Tolmasquim, M.T. (coord.) (2005). Geração de Energia 

Elétrica no Brasil. 

Poder calorífico do gás natural 0,041575 GJ/m³ BEN 2009 

Eficiência média das usinas de ciclo aberto 38,7% % PNE 2030 

Eficiência média das usinas de ciclo combinado 50% % PNE 2030 

Custo unitário médio para adição do segundo ciclo 87,6 US$/kW adicional PDD: Termonorte CCGT Project 



Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo Aberto – no Brasil, contemplando o número de possíveis usinas identificadas 

para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões 

de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim 

como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 

Vale ressaltar que algumas usinas contempladas no projeto, as usinas autoprodutoras de energia, estão 

contempladas também no projeto de Conexão de Sistemas Isolados, logo, deve-se excluí-las de um dos 

projetos para obter o número real de oportunidades de redução de emissões. 




Tabela 0-43 – Resultados do Projeto de Adição de Ciclo a Usinas de Ciclo Aberto 


Fator de redução de emissão anual 376,3 tCO₂e/ano/MW instalado 



Número de projetos 18 unidades 




Custo do Investimento 107,4 Milhões US$ 



Barreiras 

Atualmente, há somente um projeto de adição de segundo ciclo a plantas de ciclo aberto de turbinas a gás 

desenvolvido no Brasil. Dentre as barreiras identificadas, destacam-se as tecnológicas, de prática comum e de 

investimento. 

No que concerne às barreiras tecnológicas, a implementação e operação & manutenção desse processo 

requer mão de obra especializada, que provavelmente não é disponível no site, bem como não é abundante no 

País, demandando investimentos em treinamento e/ou contratação de pessoal especializado. 

No que concerne à barreira de investimento, esse tipo de planta não é atrativo financeiramente, 

principalmente, em pequena escala, por demandar elevado custo de capital – isto é, altos investimentos 

tecnológicos não justificam a adoção desse tipo de projeto em pequena escala. 

Finalmente, o consumo de água aumenta significativamente com essa mudança, o que acarreta num novo 

custo que tende a aumentar gradativamente nos próximos anos, devido à escassez de água.




A Tabela 0-44 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEEs propostos no MDL que se 

enquadram no elo 2 e se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: validação, já validados e 

registrados. Também são apresentados: o potencial total e médio de redução de emissão gerada por esses 

projetos, bem como o número de projetos propostos no resto do mundo (que se encontram nas etapas de 

validação, já validados e registrados). 




Emissão – Projetos 

de MDL 

Eficiência 

Energética 

SF6 

Metodologia 

s de Linha de 

Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 2 – Transmissão/Distribuição de Eletricidade 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 

Total de 

Projetos 








55 


no resto do 

Mundo 


Projetos 


AMS-II.A - - - - - - - 4 

AM0035 1 - - - 1 8 - 3 

AM0079 - - - - - - - 1 

Conexão do Sistema 

Isolado ao Sistema 

Interligado 

AM0045 - - 1 - 1 68 68 - 

* Excluem-se os Projetos Rejeitados. 

Como pode ser verificado na Tabela 0-44, no Brasil ainda não foram desenvolvidos projetos de MDL de 

eficiência energética na transmissão e distribuição de eletricidade. No resto do mundo, há somente quatro 

projetos propostos até o momento. 

Para as medidas de redução das fugas do gás isolante de equipamentos elétricos, existe apenas um 

projeto proposto no Brasil, que se encontra na etapa de validação pela EOD e cujo potencial de redução de 

emissão é de 8 ktCO₂e/ano. No resto do mundo, mais quatro projetos já foram propostos no âmbito do MDL. 

Nas iniciativas de mitigação de emissões de GEEs devido à conexão de sistemas isolados ao SIN, observamse 

dois projetos de MDL já propostos no Brasil (um já registrado e o outro em validação pela EOD). Com base 

nesses dois projetos, o potencial médio de redução de emissão é de 34 ktCO₂e/ano. Nenhum projeto dessa 

natureza foi proposto no âmbito do MDL no resto do mundo. 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica 

No elo de transmissão e distribuição, foram avaliadas 6 metodologias, das quais 4 foram incluídas no estudo do 

potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 3 tipos de projetos concernentes à eficiência 

energética, redução de vazamentos de gás SF6 e conexão se sistemas isolados. 


Projetos de redução de emissão na transmissão e distribuição de eletricidade através de medidas de 

eficiência energética incluem a instalação, adição de capacidade, modernização ou substituição de sistemas de 

transmissão e distribuição (por exemplo, transformadores de alta eficiência). 

As metodologias que se aplicam para determinação das reduções de emissões provenientes desse tipo de 

iniciativa são a AM0067, AMS-II.A. e NM0334. 

Para fins desse projeto, considerou-se somente a eficiência energética na distribuição de eletricidade, em 

que h a maior perda em função das menores tensões e perdas comerciais (os chamados “gatos”). Portanto, 

foi excluída a nova metodologia, NM0334, que é aplicada somente a eficiência energética nas redes de 

transmissão. 

A redução de emissões é resultante principalmente da eletricidade gerada que deixa de ser perdida na 

distribuição da rede elétrica.

56 

Eficiência Energética na Distribuição de Eletricidade 



As redes de distribuição representam o mecanismo pelo qual a energia elétrica atinge seus consumidores 

finais, que incluem unidades residenciais e comerciais desde sua respectiva central de transmissão. Nesse 

contexto, a adoção de medidas que visam a obter maior eficiência energética nas redes resultam na 

minimização de perdas energéticas durante sua distribuição. Como exemplo de medidas de eficiência 

energética na distribuição de eletricidade podem-se citar a correção de vazamentos de linha ou a retificação do 

traçado das linhas de distribuição. 

As perdas elétricas nas redes de distribuição brasileiras foram estimadas por meio da participação 

energética de cada concessionária, atribuindo para essas um coeficiente de perda característico de cada região 

do Brasil. 

Como resultado da adoção de medidas de eficiência energética nas redes de distribuição, determinou-se 

como meta de alcance para cada concessionária o fator de redução equivalente à região de menor perda, que 

consiste na Região Sul, com 11,8% de perda energética. Perdas do SIN incluem as perdas da transmissão. 

Porém, como as perdas na transmissão são menores, utilizou-se de forma conservadora as perdas do SIN para 

a estimativa na ausência de informações mais específicas para distribuição. 






E LB *t CO₂e/ano+ = EG LB [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 


E PJ *t CO₂e/ano+ = EG PJ [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 







EF grid,CM 

Fator de Emissão da rede de margem combinada de operação e 

construção 

0,16 tCO₂/MWh 



Fator de perda mínima (Igual ao sistema de menor perda elétrica – Sul) 11,8% % Premissa ICF&Fides 


Fator de perda para a região Sudeste/Centro – Oeste 16,1% % PDE 2019 

Fator de perda para a região Sul 11,8% % PDE 2019 

Fator de perda para a região Nordeste 18,3% % PDE 2019 

Fator de perda para a região Norte 16,7% % PDE 2019 

Investimento unitário 870,51 


US$/MWh 

conservado 

Calculado a partir do PDD (ID: CDM6233) 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial replicação desse projeto – Eficiência 

Energética na Distribuição de Eletricidade – no Brasil, contemplando o número de concessionárias identificadas para a 






extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.



Tabela 0-47 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Distribuição de Eletricidade 


Fator de redução de emissão anual 6,25 tCO₂e/GWh fornecido 



Número de projetos 49 Concessionárias 

Redução de Emissões média por projeto – 

em 10 anos 

350.560 tCO₂e 


Receita pela redução de emissões em 10 

anos (CER a US$10) 

172 Milhões US$ 




Barreiras 

Os únicos projetos de eficiência energética com redução de perdas elétricas na rede de 

distribuição/transmissão desenvolvidos no mundo estão concentrados na Índia. Em todos os projetos, as 

barreiras de investimento foram mencionadas, dentre as quais cabe destacar: (i) concessão de empréstimos 

com altas taxas de juros; e (ii) custos de P&D do novo processo. Devido ao fato de não recompensa desses 

custos pelas economias advindas da redução de perdas elétricas na rede, trata-se de um grande investimento 

sem retorno equivalente em médio e longo prazo. 

Em termos de barreiras tecnológicas, além da necessidade de treinamento de pessoal, acompanhamento 

e manutenção dos novos processos, são necessários coleta de dados e análise aprofundada para encontrar os 

pontos da rede em que seria possível diminuir as perdas. O sistema existente envolve baixíssimos riscos e já 

está instalado funcionando adequadamente, portanto, adquirir um novo sistema implica gastos e riscos 

indesejados pelos potenciais desenvolvedores de projetos desse tipo. 

Finalmente, por não ter nenhum projeto do tipo desenvolvido no Brasil, a implementação desse projeto 

pode enfrentar diversas e custosas barreiras inevitáveis devido ao seu pioneirismo. 

Redução de Vazamento de SF6 

As metodologias aplicáveis à determinação das reduções de emissões de SF6 nos sistemas de transmissão 

e distribuição são a AM0035 e AM0079. As iniciativas de redução de emissão incluem a redução de perda do 

gás isolante através da substituição ou reparo de equipamentos elétricos, bem como a instalação de sistemas 

de recuperação de SF6 para reciclagem. 

No caso da AM0079, essa iniciativa pode ser aplicada para recuperação e reciclagem do gás SF6 usado que 

seria ventado após testes de equipamentos elétricos (AM0079). Esses testes são realizados como parte de um 

processo de certificação e avaliação ou durante o desenvolvimento e produção de um equipamento elétrico. 

Devido à falta de banco de dados referente às empresas ou indústrias responsáveis por tais testes, essa 

metodologia não foi considerada na análise. 

A redução de emissões do projeto contemplado ocorre devido, principalmente, à redução de vazamento 

do gás isolante com a implantação do projeto. 

Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de Eletricidade 

Devido às suas características isolantes, o hexafluoreto de enxofre (SF6) é um gás utilizado na indústria 

elétrica, como meio isolante e extintor de arco elétrico, principalmente em disjuntores e subestações elétricas. 

Como o SF6 possui um alto potencial de aquecimento global, de forma que pequenas emissões desse gás 

significam grandes emissões em termos de CO₂ equivalente. 

As subestações funcionam como ponto de transferência em um sistema de transmissão elétrica, 

direcionando e controlando o fluxo energético, transformando os níveis de tensão. Dessa forma, atribuiu-se as 

emissões de SF6 à capacidade de transformação dos agentes transmissores de eletricidade. 

57

58 



Na avaliação do potencial brasileiro de aplicação desse projeto, contemplaram-se somente os associados 

da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica (Abrate), que representam a 

maior parte dos agentes transmissores. 

Para os cálculos, utilizaram-se como referência os dados específicos dispostos no Documento de Concepção 

do Projeto (DCP) em validação “SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo” e no nvent rio de Emissões 

de GEEs do Sistema Eletrobras. Assim como nesse DCP, as emissões de projeto foram consideradas 

negligenciáveis. 


O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas na Tabela 0-48 e 

dos parâmetros descritos na Tabela 0-49. 



E LB *t CO₂e/ano+ = CT(MVA/ano) x EF (tCO₂e/MVA) 


RE = E LB 






Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de emissão 

para um sistema elétrico" 

GWP SF6 Potencial de aquecimento global do SF 6 23.900 tCO₂e/tSF 6 Metodologia AM0035 

EF SF6 Fator de emissão médio do gás SF 6 1,16 tCO₂e/MVA calculado 

Custo unitário para investimento = Custo de investimento em 

equipamentos (R$)/Redução total de emissão (t CO₂e) 

Custo dos equipamentos utilizados no PDD SF6 Emissions 

Reduction Program at AES Eletropaulo 

485 US$/kg SF 6 

Calculado com base no PDD SF 6 Emissions Reduction Program at AES 

Eletropaulo 

281.300 RS$ PDD SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo 

Quantidade de gás recuperado no PDD SF6 Emissions Reduction 

Program at AES Eletropaulo 

327 kg SF6 PDD SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo 

Conversão Real – Dólar (2010) 1,77 R$/US$ FED 



Redução de emissões de SF6 na transmissão de eletricidade – no Brasil, contemplando a o número de possíveis 

agentes transmissores identificadas para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de 

potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz 

energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 




Tabela 0-50 – Resultados do Projeto de Redução de Emissões de SF 6 na Transmissão de Eletricidade 


Fator de redução de emissão anual 1,18 tCO₂e/(MVA x ano) 



Número de projetos 11* Agentes transmissores 







Barreiras 



Até o momento, há somente um projeto de substituição/reparo em equipamentos elétricos já 

desenvolvido no Brasil 30 . As barreiras tecnológicas foram apontadas como principal impeditivo para o 

desenvolvimento desses projetos. 

A contaminação de SF6 em equipamentos de energia elétrica pode ser gerada em diversas etapas e a partir 

de diversas fontes, inter allia: (i) durante o manejo do gás no seu enchimento e evacuação de pequenas 

quantidades de ar podem ser adicionadas ao gás como um resíduo; (ii) devido aos erros de manejo; (iii) a 

diferença de pressão pode fazer com que ar entre na tubulação. 

As técnicas para reaproveitamento mais eficiente do gás ainda não foram totalmente desenvolvidas por tratar-se 

de um gás relativamente barato e disponível para compra no mercado. É mais barato importar o gás do que investir em 

equipamentos caros e de difícil uso com o objetivo de reciclar ou reutilizar o gás – o treinamento de pessoal para lidar 

com esse processo inclui noções de manutenção, recalibragem e selagem para que não haja vazamentos. Apesar de 

sistemas mais elaborados já terem sido desenvolvidos na Alemanha e no Japão, esses equipamentos ainda não estão 

disponíveis no Brasil, o que incide na necessidade de treinamento de pessoal para executar as funções e/ou criação de 

um novo sistema nacional (alto custo de P&D). 

Expansão do Sistema Elétrico 

Há somente uma metodologia da CQNUMC que trata sobre a conexão de sistemas isolados ao SIN – a 

AM0045. Essa iniciativa de redução de emissão envolve a expansão de linhas de transmissão e distribuição a 

sistemas isolados, isto é, aqueles que não possuem acesso à rede elétrica. A redução de emissão ocorre se o 

fator de emissão do SIN for inferior ao fator de emissão das usinas geradoras de eletricidade cativas que 

operariam na ausência da atividade de projeto. 

Conexão de Sistemas Isolados ao Sistema Interligado Nacional 

Para que acorra redução das emissões com a implementação desse projeto é preciso que as UTEs dos 

sistemas isolados sejam desativadas, de modo que a eletricidade passe a ser fornecida a esses sistemas pelo 

SIN. 

As UTEs que operam isoladas, ou seja, que não exportam eletricidade ao SIN, podem ser cativas, gerando 

energia para o próprio consumo, ou podem fornecer eletricidade a terceiros. Neste último caso, normalmente as 

usinas são controladas pelo governo, propriedade de companhias de energia ou são empresas interessadas em 

exportar o excedente de energia gerado como uma fonte alternativa de receita. Dessa forma, pode-se assumir 

que mesmo que essas considerem conectar-se ao SIN, dificilmente desativarão as UTEs. 

Para efeito projeto, portanto, foram consideradas somente as usinas autoprodutoras de energia como potenciais 

sites para projetos de redução de emissões de GEEs. Adotou-se como premissa que, mesmo que as empresas ou 

indústrias proprietárias dessas usinas possam atualmente ter acesso ao SIN (isto é, mesmo não sendo sistemas 

isolados), todas as empresas ou indústrias que produzem energia para o próprio consumo apresentam oportunidades 

de redução de emissões através da desativação das usinas e, consequentemente, compra de eletricidade da rede. 

Baseado nas faixas de eficiência obtidas na literatura assumiu-se uma eficiência média de 35% para as 

UTEs, independente do combustível consumido. 

30 “SF6 Emissions Reduction Program at AES Eletropaulo” 

59

60 








BE *t CO₂e/ano+ = EG LB [MWh/ano] x 3,6/n x EF *kgCO₂e/GJ+/1000 


PE EE *t CO₂e/ano+ = EG LB [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ x (1+ TL) 

PE SF6 *t CO₂e/ano+ = EG LB [MWh/ano] x EF SF6 *kgCO₂e/MWh+/1000 


RE = BE – (PE EE + PE SF6) 








Eficiência média de geração de eletricidade das UTEs 35% % Premissa ICF&Fides 

Quantidade de diesel no B5 95% % 

EF OC Fator de emissão óleo combustível 77,6 kgCO₂e/GJ 1 

EF OD Fator de emissão óleo diesel 74,3 kgCO₂e/GJ 1 

EF CM Fator de emissão carvão mineral 94,6 kgCO₂e/GJ 1 

EF GN Fator de emissão gás natural 56,2 kgCO₂e/GJ 1 

Perda anual de gás SF6 dos equipamentos elétricos novos 0,08 kg de SF6/GWh 2 

GWP SF6 Potencial de aquecimento global do SF6 23.900 tCO₂e/tSF6 Metodologia AM0045 

EF SF6 Fator de emissão do gás SF6 1,89 kgCO₂e/MWh Calculado 

Perda de transmissão incremental 1,7% % 2 

Tempo de operação anual 7.884 horas/ano Premissa ICF&Fides 

Custo unitário para investimento 294 US$/MWh Premissa ICF&Fides 

1 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program. 

Disponível em www.ipcc-nggip.iges.or.jp. 2 Grid connection of the isolated system of Porto Murtinho city – MS/Celtins and Cemat grid connection of isolated systems. 



Conexão de Sistemas Isolados – no Brasil, contemplando o número de possíveis usinas identificadas para a 




Vale ressaltar que as usinas Petroflex e Contagem, contempladas no projeto, estão consideradas também 

no projeto de Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo Aberto e, portanto, deve-se excluí-las de um dos projetos para 

obter o número real de oportunidades de redução de emissões. 






Tabela 0-53 – Resultados do Projeto de Conexão de Sistemas Isolados 


Fator de redução de emissão anual 4.291 tCO₂e/MW instalado /ano 



Número de projetos 42 UTEs 




(CER a US$10) 





Ressalte-se que a contribuição à matriz energética é negativa devido ao maior consumo de eletricidade da 

rede com a conexão dos sistemas. 

Barreiras 

De acordo com os Documentos de Concepção do Projeto (DCPs) dessas iniciativas que já foram 

desenvolvidos, assim como o “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, h diversas barreiras para a expansão da 

rede em áreas isoladas, sobretudo, de investimento e técnicas. 

O fato de áreas isoladas/de baixa renda possuírem densidades demográficas relativamente baixas acarreta 

numa baixa demanda de energia. Há também dificuldades intrínsecas à operação e manutenção correta de 

equipamentos de energia elétrica em áreas isoladas. Devido às grandes distâncias e à distribuição esparsa, a 

operação é feita principalmente de modo remoto – a verificação física e a manutenção dos equipamentos é 

cara e não é tão frequente. Outra barreira é a falta de uniformidade nesses sistemas que impede a adoção de 

soluções padronizadas. 

Portanto, a expansão de redes para essas áreas não é viável sem subsídios substanciais. Nenhuma linha de 

transmissão ou central de geração de energia elétrica situada em sistemas isolados foi implementada sem 

subsídios governamentais. Mesmo atualmente, cerca de 20 anos após o início do processo de privatização das 

concessionárias no setor de eletricidade, ainda há concessionárias no sistema isolado, compostas 100% de capital 

público (por exemplo, as Centrais Elétricas de Rondônia S. A. (Ceron), empresa controlada da Centrais Elétricas 

Brasileiras S.A. – Eletrobras). 


A Tabela 0-54 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE propostos no MDL que se 

enquadram no elo 3 e que se encontram nas etapas de validação, já validados e registrados no Brasil, bem 

como o potencial total e médio de redução de emissão e o número de projetos propostos no resto do mundo 

(também aqueles que se encontram nas etapas de validação, já validados e registrados). 

Como pode ser verificado na Tabela 0-54, no Brasil há somente dois projetos de eficiência energética 

nesse elo já propostos no MDL (ambos na etapa de validação pela EOD), enquanto no resto do mundo há 61 

projetos já desenvolvidos. 

Com base nesses projetos brasileiros, o potencial médio de redução de emissão é de 3 ktCO₂e/ano. 

61

62 






– Projetos de MDL 



Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 3 – Consumo de Eletricidade 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 









Projetos de 

MDL no resto 

do Mundo 

Número total 

de Projetos 


AM0038 - - - - - - - 1 

AM0046 - - - - - - - 2 

MAS-II.C 2 - - - 2 7 3 15 

AMS-II.C 

AMS-I.A. ¹ 

AMS-II.C. 

AMS-I.C. 

AMS.II.E. 

AMS-II.C. 

AMS-I.D. ¹ 

AMS-II.C. 

AMS-II.D. 

AMS-II.C. 

AMS-II.J. 

AMS-II.C. 

AMS-III.Q. 

AMS-II.C. 

AMS-III.R. 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

MAS-II.E - - - - - - - 11 

AMS-II.I.E., 

AMS-I.C. 

MAS-III.B. 

AMS-II.I.E., 

AMS-I.D. ¹ 

AMS-II.I.E., 

AMS-II.B. ¹ 

AMS-II.I.E., 

AMS-II.D. 

AMS-II.I.E., 

AMS-III.B. 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

MAS-II.J - - - - - - - 17 

AMS-II.J. 

AMS-I.A. ¹ 


1 Projetos contabilizados em mais de um elo. 

- - - - - - - 1 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Consumo de Energia Elétrica 

No elo de consumo foram avaliadas 8 metodologias, das quais 6 foram incluídas no estudo do potencial de 

redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 4 tipos de projetos, todos concernentes à eficiência 

energética. 


Para a determinação das reduções de emissões de diferentes projetos de eficiência energética no consumo 

de eletricidade foram usadas como base as metodologias AM0038, AM0046, AM0070, AMS-II.C, AMS-II.E, AMS- 

II.J, AMS-III.AE e NM0328. 

As metodologias AMS-III.AE e NM0328 foram desconsideradas da análise em função de questões como, inter 

allia, falta de informações consolidadas a respeito de novos prédios e questões de aplicabilidade. 

A adoção de qualquer uma das medidas de eficiência energética resultará em um menor consumo de 

energia. Logo, a redução de emissões se dará, principalmente, em função do menor consumo de combustível 

fóssil, independente da fonte de energia.



EFICIÊNCIA ENERGÉTICA NO CONSUMO 

RESIDENCIAL EM SALVADOR, BAHIA 

Um projeto de eficiência energética no consumo residencial desenvolvido no Brasil, em Salvador, na Bahia, exemplifica a 

atratividade do desenvolvimento de projetos desse tipo. A atividade de projeto consiste na substituição de refrigeradores e 

lâmpadas incandescentes por dispositivos mais eficientes energeticamente em comunidades de baixa renda. Um maior 

detalhamento do projeto é apresentado na Tabela 0-55 abaixo. 

Tabela 0-55 – Eficiência Energética 


Economia de Eletricidade 19,4 GWh/ano 

Custo do Investimento 9,4 milhões US$ 

Quantidade de lâmpadas trocadas 154.464 lâmpadas 

Quantidade de refrigeradores trocados 17.094 refrigeradores 

Redução de Emissões Média 1.491 tCO/ano 

TIR – Sem a receita dos CERs 8,94 % 

Fonte: Demand side energy efficiency program by COELBA for low-income residential customers in Salvador, Bahia. Disponível em 

www.sgsqualitynetwork.com/tradeassurance/ccp/projects/293/COELBA%20PDD.pdf. 

Eficiência Energética nas Indústrias 

Por ser o setor de maior consumo de energia elétrica, o setor industrial é também aquele que apresenta 

maior potencial de redução de emissões de GEEs por meio de adoção de medidas de eficiência energética. Tais 

medidas incluem modificações, melhorias e adoção de novos hábitos considerando os processos industriais 

mais importantes no consumo de energia elétrica. (por exemplo, uso de motores elétricos de alto rendimento, 

adequação do tamanho da bomba à carga e substituição de fornos por outros mais eficientes). 

Para maior precisão, o inventário de oportunidades de projetos de redução de emissões, bem como suas 

quantificações, foi realizado por linha de atividade industrial, seguindo divisão e classificação do BEN 2010 e do 

PNE 2030: 

� ferro-gusa e aço; 

� química; 

� papel e celulose; 

� cimento; 

� mineração e pelotização; 

� ferro-ligas; 

� não ferrosos e outros da metalurgia; 

� alimentos e bebidas; 

� têxtil; 

� cerâmica; e 

� outras. 

O consumo de eletricidade por setor foi estimado com base no consumo de eletricidade industrial total de 

186.280 GWh em 2009, de acordo com o BEN, e na participação de cada elemento de processo dos setores na 

indústria. Os elementos de processo são definidos em Força Motriz, que inclui a melhoria de equipamentos, tais 

como motores elétricos, bombas, ventiladores, compressores de ar, sistemas de refrigeração e outros. 

� calor de processo; 

� aquecimento direto; 

� iluminação; e 

� eletroquímica (nas indústrias químicas de alumínio, cobre e soda-cloro). 

Cada elemento citado anteriormente tem uma participação diferenciada no consumo industrial, 

dependendo do setor. Como exemplo, o consumo de eletricidade para força motriz no setor de mineração e 

pelotização representa 5% do consumo total industrial. Dessa forma, considerando-se o potencial técnico de 

redução de consumo de eletricidade para cada elemento de processo e estimou-se o potencial médio de 

redução de consumo por setor. 

63

64 



De modo a inferir o potencial concreto dos projetos de redução de GEEs associado ao consumo de 

eletricidade, objetivou-se listar todas as empresas atuantes em cada setor e suas respectivas produções. Dessa 

forma, o número de projetos potenciais identificados dentro dos setores, em geral, corresponderá ao número 

de empresas, ou ao número de fábricas mapeadas dentro desses setores. A exceção é para os setores têxtil, de 

alimentos & bebidas, de ferro-ligas e de não ferrosos e outros da metalurgia, para os quais não foram 

encontradas listagens de empresas aplicáveis aos projetos. 


O potencial de redução de emissões dos projetos de eficiência energética na indústria foi determinado a 

partir das fórmulas expostas na Tabela 0-56 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-57 a Tabela 0-62. 



E LB *t CO₂e/ano+ = EC LB [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 


E PJ *t CO₂e/ano+ = EC PJ [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 



Tabela 0-57 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Ferro-gusa e Aço 




EF grid. CM 


construção 


PR ferro-gusa e aço Potencial de redução de consumo por medidas de eficiência energética 26% % 

Custo de Investimento unitário 3457,14 US$/MWh 



Calculado a partir do potencial técnico de redução de 

consumo de cada elemento de processo sobre a 

participação de cada elemento no consumo industrial (PNE 

2030) 

Calculado a partir do investimento total para 

implementação de medidas de eficiência energética no 

setor¹ 


¹ HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010. 

Tabela 0-58 – Parâmetros Utilizados para Indústria Química 




EF grid. CM 

PR 


construção 

Potencial de redução de consumo por medidas de eficiência 

energética 


23% % 

Calculado de acordo com a "Ferramenta para calcular o fator de emissão para um 


Calculado a partir do potencial técnico de redução de consumo de cada elemento de 

processo sobre a participação de cada elemento no consumo industrial (PNE 2030) 

Produção/Capacidade Instalada (Amônia) 80% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Ácido Sulfúrico) 91% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Cloro) 83% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Cloretos de Polivinina) 87% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Eteno) 77% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Metanol) 70% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Prolipopileno) 66% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada ( Polietileno de Alta Densidade) 49% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Polietileno de Baixa Densidade) 63% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Poliestireno) 53% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Produção/Capacidade Instalada (Ureia) 69% % Calculado a partir do Anuário da Indústria Química 2009 

Custo de investimento unitário 2398,1 US$/MWh 

Calculado a partir do investimento total para implementação de medidas de 

eficiência energética no setor¹ 

Tempo de operação anual 7884 horas/ano Premissa ICF&FIDES 

¹HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.



Tabela 0-59 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Papel e Celulose 




EF grid. CM Fator de Emissão da rede de margem combinada de operação e construção 0,16 tCO₂/MWh 

65 



Consumo de energia elétrica por unidade de produção 0,799 MWh/ton BEN 2010 

PR Potencial de redução de consumo por medidas de eficiência energética 30% % 

Calculado a partir do potencial técnico de redução de consumo 

de cada elemento de processo sobre a participação de cada 

elemento no consumo industrial (PNE 2030) 


Custo de investimento unitário 202 US$/MWh 

Calculado a partir do investimento total para implementação de 

medidas de eficiência energética no setor¹ 

¹HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010. 

Tabela 0-60 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Cimento 





Consumo de energia elétrica por unidade de produção 0,092 MWh/ton 





Calculado a partir de dados de consumo de eletricidade do BEN 

2009 e de produção do Sindicato Nacional da Indústria de Cimento 

(Snic) 

Calculado a partir do potencial técnico de redução de consumo de 

cada elemento de processo sobre a participação de cada elemento 

no consumo industrial (PNE 2030) 

Calculado a partir do investimento total para implementação de 

medidas de eficiência energética no setor¹ 



Tabela 0-61 – Parâmetros Utilizados para Indústria de Mineração e Pelotização 


Soma da produção total de cada minério produzido 1.149.912.106 ton Anuário Mineral Brasileiro 2006 






Consumo de energia elétrica por unidade de produção 0,009 MWh/ton calculado 




consumo de cada elemento de processo sobre a 

participação de cada elemento no consumo industrial 

(PNE 2030) 

Calculado a partir do investimento total para 

implementação de medidas de eficiência energética no 

setor¹ 



Tabela 0-62 – Parâmetros Utilizados para Outras Indústrias 




EF grid. CM 

PR (ferro-ligas) 

PR (não ferrosos e 

outros da 

metalurgia) 

PR (alimentos e 

bebidas) 

PR (têxtil) 

PR (cerâmica) 


construção 


energética 


energética 


energética 


energética 


energética 


2% % 

10% % 

20% % 

18% % 

28% % 




consumo de cada elemento de processo sobre o 

consumo industrial (PNE 2030) 













Tempo de operação anual 7884 horas/ano Premissa ICF&FIDES

66 





Eficiência Energética nas Indústrias – no Brasil, contemplando o número de possíveis usinas identificadas para a 

implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de 

GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como 





Os resultados demonstrados abaixo contemplam as oportunidades de cada setor industrial: 

Tabela 0-63 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Ferro-Gusa e Aço 


Fator de redução de emissão anual 43 tCO₂e/GWh consumido 



Número de projetos 10* Empresas 







Tabela 0-64 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria Química 












Tabela 0-65 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Papel e Celulose 





Número de projetos 157* Fábricas 









Tabela 0-66 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Cimento 












Tabela 0-67 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Mineração e Pelotização 












Tabela 0-68 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Ferro-ligas 




Redução de Emissão em 10 anos 185.016 tCO₂e 

Número de projetos n/d Unidades 

Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos n/d tCO₂e 






Tabela 0-69 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Não ferrosos e Outros da Metalurgia 












Tabela 0-70 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Alimentos e Bebidas 












67

68 



Tabela 0-71 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria Têxtil 












Tabela 0-72 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética na Indústria de Cerâmica 





Número de projetos 300 Empresas 







Eficiência Energética na Iluminação Residencial 

A melhoria da eficiência energética na iluminação residencial pode ser obtida por meio da substituição de 

lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes de igual poder de iluminação, porém de menor 

consumo. Tal potencial de economia de eletricidade foi avaliado para todos os estados do Brasil, a partir do 

número de domicílios com acesso à rede elétrica (IBGE, 2009) e da média de lâmpadas incandescentes por 

domicílio para cada região do País (PROCEL, 2007). 






RE *tCO₂e/ano+ = (EC LB [MWh/ano] – EC PJ [MWh/ano]) x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 


Parâmetro Descrição Valor Unidade Fonte Comentário 

EF grid,OM 

EF grid,BM 

EF grid,CM 

Fator de Emissão da rede de 

margem de operação 


margem de construção 


margem combinada 

Potência da lâmpada de 

linha de base 

Potência da lâmpada de 

projeto 






elétrico" 

60 W PROCEL Lâmpadas com maior média de uso por domicílio 

15 W PNE 2030 

A alternativa proposta apresenta o mesmo nível de 

iluminação das incandescentes e corresponde ao 

modelos da marca Osram (lâmpada eletrônica tripla 

Energy Saver, cor 21 branca, 120 V x 16W e 120 V x 

20 W) 

Tempo de operação anual 1.825 horas/ano PNE 2030 Considerando um funcionamento de 5 horas/dia 

Custo unitário para 

investimento 

Câmbio 2006 2,17 R$/US$ 

Custo unitário para 

investimento 

7,22 R$/lâmpada PNE 2030 Dados de 2006 

FED. "Economic Research and Data". 

Disponível em 

www.federalreserve.gov/datadownload/Downloa 

d.aspx?rel=H10&series=40a15acb1209506748949 

78e4f74def9&filetype=spreadsheetml&label=inclu 

de&layout=seriescolumn&lastObs=120 

3,32 US$/lâmpada Calculado



São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à substituição lâmpadas 

incandescentes por modelos fluorescentes, contemplando o número de possíveis projetos, assim como as 

estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs, a potencial 

contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal. 




Tabela 0-75 – Resultados 





Número de projetos 49* PoA por concessionária 




(CER a US$10) 





Eficiência Energética no Aquecimento de Água Residencial 

O potencial de economia de eletricidade no que diz respeito ao aquecimento de água residencial foi 

avaliado para todos os estados do Brasil por meio da substituição de chuveiros elétricos por aquecedores 

solares, a partir do número de domicílios com acesso à rede elétrica (IBGE, 2009) e da média de chuveiros 

elétricos por domicílio para cada região do País (PROCEL, 2007). 

Adotou-se como premissa que tal medida seria restrita aos domicílios com área suficiente para a 

instalação dos painéis solares; dado esse obtido na Pesquisa de Posse de Equipamento e Hábitos de Uso 

(PROCEL, 2007). 






RE *tCO₂e/ano+ = EC LB [MWh/ano] x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 

69

70 





EFgrid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação 0,25 tCO₂/MWh MCT 

EFgrid,BM Fator de Emissão da rede de margem de construção 0,08 tCO₂/MWh MCT 

EFgrid,CM Fator de Emissão da rede de margem combinada 0,16 tCO₂/MWh 

Calculado de acordo com a 

"Ferramenta para calcular o fator de 


Número total de chuveiros elétricos 49.658.530 chuveiros elétricos 1 

Porcentagem de chuveiros elétricos substituídos por 

aquecedores solares 

Considerando um chuveiro com potência média de 

utilização de 2.500 W, banhos diários de 10 

minutos/morador e famílias compostas por 4 pessoas. 

9,8% % 1 

0,600 Mwh/ano 1 

Consumo médio dos aquecedores 0,00 Mwh/ano 1 

Custo unitário médio para investimento 1.400,00 R$/aquecedor ABRAVA 

Números de chuveiros trocados por projeto 16.390 unidades 2 

Taxa de conversão Real/Dólar – 2006 2,17 R$/U$ 3 

Considerou-se essa alternativa restrita 

aos domicílios com área suficiente para 

a instalação dos painéis solares. 

Aquecedor solar de 300 litros é ideal 

para abastecer uma residência com 4 

pessoas 

média de aquecedores instalados por 

projeto de MDL 

¹PROCEL – Pesquisa de Posse de Equipamento e Hábitos de Uso (2007). 

2 

Média obtida a partir de informações dos seguintes PDDs: Bagepalli CDM Solar Hot Water Heating Programme, iHOT – I water heating service e Solar Thermal Water Heating System of 

the Township Project. 

3 

FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9& filetype 

=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120. 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à substituição chuveiros elétricos por 

aquecedores solares, contemplando o número de possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de 

redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs, a potencial contribuição à matriz 

energética nacional e os investimentos necessários para tal. 









Número de projetos 297 

Projetos (16.390 chuveiros cada) 







Foi considerada a troca de 16.390 chuveiros elétricos por projeto, valor médio obtido por meio de 

informações obtidas nos seguintes PDDs em validação: Bagepalli CDM Solar Hot Water Heating Programme, 

iHOT – I water heating service e Solar Thermal Water Heating System of the Township Project.

Eficiência Energética em Refrigeradores Residenciais 



Analogamente ao projeto de avaliação de eficiência energética em aquecimento de água residencial, o 

potencial de economia de eletricidade por meio da substituição de refrigeradores em residências por modelos 

mais modernos e eficientes foi avaliado para todos os estados do Brasil, a partir do número de domicílios com 

acesso à rede elétrica (IBGE, 2009) e da média de refrigeradores por domicílio para cada região do País 

(PROCEL, 2007). 

Adotou-se como premissa que somente os refrigeradores que utilizam HFC como refrigerante e com 

tempo de uso superior a 10 anos seriam substituídos. Aqueles que utilizam CFC foram desconsiderados, uma 

vez que há somente três centros de regeneração desse tipo de gás licenciados no Brasil. 






RE *tCO₂e/ano+ = (EC LB [MWh/ano] – EC PJ [MWh/ano]) x EF grid,CM *tCO₂/MWh+ 






Número de refrigeradores com mais de 10 anos com 

refrigerante HFC 

7.070.178 refrigeradores 


"Ferramenta para calcular o 

fator de emissão para um 


Inventário de emissões na 

produção e no consumo de 

HFCs e PFCs – Ano 2010 

Porcentagem de refrigeradores substituídos 12% % 

Consumo médio de eletricidade de refrigeradores 

com idade superior a 10 anos 

0,435 Mwh/ano 1 

Consumo médio do melhor modelo de refrigerador 

em 2006 

0,276 Mwh/ano 1 


71 

Não foi considerada a substituição de 

refrigeradores com CFC, pois há 

somente 3 centros licenciados de 

regeneração de CFC no Brasil, todos 

localizados na região sul² 

Equipamento é utilizado, 

permanentemente, na quase totalidade 

dos domicílios. 

Custo unitário para investimento 909,36 R$/refrigerador PNE 2030 

Taxa de conversão Real/Dólar – 2006 2,17 R$/U$ 3 

¹PROCEL – Pesquisa de Posse de Equipamento e Hábitos de Uso (2007). 

²PDD: AES Eletropaulo Replacement of Domestic Refrigerators in Low-Income Households. Disponível em http://cdm.unfccc.int/filestorage/ 

AES%20Eletropaulo%20PDD.pdf?t=Y0R8QU9XWUVVMVZRTUZKNDZHMkk5TEtURFJIMFNQWDNafDEyODgzODIyNzMuNjk=|Tvcky-Hf72h--XxMUJDxP4HfNZ4. 

3 FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series= 40a15cb120950674894978e4f74def9&filetype= 

spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120. 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à substituição de modelos antigos de 

refrigeradores por unidades mais modernas e eficientes, contemplando o número de possíveis projetos, assim 

como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs, a 

potencial contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal. 



nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis.

72 






Redução de emissão anual 183.757 tCO₂e/ano 

Redução de emissão em 10 anos 1.837.565 tCO₂e 

Número de projetos 49* PoA por concessionária 

Redução de emissões média por projeto – em 10 anos 37.501 tCO₂e/projeto 



Custo do investimento 2.958 Milhões US$ 



Barreiras 

Dos 3 projetos de eficiência energética em equipamentos já desenvolvidos no âmbito do MDL, no Brasil, 

somente 2 apresentaram barreiras 31 , sendo um aplicado em residências e o outro em escolas públicas. 

Dentre as barreiras identificadas nesses 2 projetos, as principais são de natureza financeira. Como o objetivo 

do projeto é substituir equipamentos menos eficientes, como refrigeradores antigos e lâmpadas incandescentes, 

por outros mais eficientes energeticamente, há custos inevitáveis, sobretudo, de aquisição de equipamentos e 

regularização de usuários. Isso porque o primeiro passo consiste na identificação do público-alvo através da 

regularização das contas de luz dos usuários, de modo a reduzir as perdas com ligações clandestinas (o que 

consistem em um relevante investimento inicial). Apesar de haver ganhos com a regularização parcial das 

resid ncias e extinção das perdas devido aos “gatos”, esses ganhos não compensam o investimento necess rio 

para reposição dos equipamentos antigos e ineficientes (custo de capital). Essa barreira de investimento é ainda 

maior diante das condições de crédito praticadas no Brasil, com altas taxas de juros. 

Há outras barreiras, com destaque para a logística. É necessário investir na aquisição e distribuição dos 

novos equipamentos mais eficientes, assim como no recolhimento dos equipamentos e em seu 

armazenamento. 

Outra barreira é a alteração sistemática que o(s) programa(s) de incentivo à eficiência energética vem 

sofrendo desde o seu lançamento em 1998. Os possíveis desenvolvedores de projeto não podem contar com os 

recursos desses incentivos, visto que a Aneel e o Congresso Nacional vêm, historicamente, alterando os 

processos enquanto os mesmos ainda estão em curso. O fato do setor público não tomar a frente nesse tipo de 

projeto também pode ser enxergado como uma barreira, já que são os próprios desenvolvedores dos projetos 

que precisam tomar a iniciativa e incorrer os riscos associados às experiências novas. 

Resultados Consolidados do Setor 

O desenvolvimento do estudo com a abordagem bottom-up contemplou o levantamento de instalações 

em que os projetos de baixo carbono poderiam ser desenvolvidos. A lista contendo os sites avaliados e o 

potencial por site encontra-se com a BM&FBOVESPA/Banco Mundial como um anexo do presente estudo. A 

Tabela 0-82 apresenta os resultados consolidados do setor elétrico. 

31 “Demand Side Energy Efficiency Program by Coelba for Low-income Residential Customers in Salvador, Bahia” e “AES Eletropaulo Energy Efficiency Measures 

at State Public Schools”.



Tabela 0-82 – Resultados Consolidados do Setor de Eletricidade 

Tipo de projeto 

Potencial 

Potencial Receita 

Fator de Redução de 

Número de Projetos 

Contribuição 


com a Venda de Investimento Emissão anual 

à Matriz 

Emissões GEE 

CERs em 10 anos (Milhões 

Energética 

Valor Unidade em 10 anos 

(milhões US$) US$) 

(MW) 

Valor Unidade 

(tCO₂e) 

CER=US$10/tCO₂e 

Setor de Eletricidade 14.290 n/a 2.666.566.371 452.185 26.666 1.282.431 n/a n/a 

Hidroeletricidade 1.204 Usinas Hidroelétricas 292.004.618 82.502 2.920 144.491 354 tCO₂e/MW/ano 

Repotenciação e Modernização 


44 Usinas Hidroelétricas 3.899.124 605 39 11.506 16 

73 

tCO₂e/MW 

instalado/ano 

Eólica 1.839 Usinas Eólicas 182.208.058 58.747 1.822 136.328 310 tCO₂e/MW/ano 

UTE de Biomassa Renovável (Plantação 

Dedicada em Áreas Degradadas) 

6.052 Usinas Termelétricas 1.445.059.181 181.568 14.451 773.549 14 tCO₂e/ha/ano 

UTE de Resíduos de Milho 454 Municípios 158.653.554 36.646 1.587 65.295 0,372 tCO₂e/t milho 

UTE de Resíduos de Soja 409 Municípios 214.685.866 50.525 2.147 90.026 0,240 tCO₂e/t soja 

UTE de Palha de Arroz 50 Municípios 22.296.963 2.262 223 4.030 0,193 tCO₂e/t arroz 

UTE de Palha de Cana 279 Usinas Sucroalcooleiras 48.635.306 7.981 486 14.221 0,011 tCO₂e/t cana 

Cogeração com Bagaço de Cana 279 Usinas Sucroalcooleiras 41.909.309 6.357 419 6.406 0,010 tCO₂e/t cana 

Cogeração com Licor Negro 35 Fábricas de Celulose 1.905.262 178 19 281 0,015 

Substituição de Combustível* 884 Usinas Termelétricas 132.024.150 - 1.320 260 1.294 

Adição de Ciclo a Usinas de Ciclo Aberto* 16 Usinas Termelétricas 15.627.851 1.213 156 106 0,376 

Eficiência Energética na Distribuição de 


Redução de Emissões de SF6 na Transmissão 

de Eletricidade 

49 Concessionárias 17.177.454 1.333 172 9.148 6,25 

11 

Empresas 

Transmissoras 

tCO₂e/t pasta 

de celulose 

tCO₂e/MW 

instalado/ano 

tCO₂e/MW 

instalado/ano 

tCO₂e/GWh 

fornecido 

3.241.364 - 32 7 1,18 tCO₂e/MVA 

Conexão de Sistemas Isolados* 42 Usinas Termelétricas 23.795.827 (555) 238 1.288 4.291 

Eficiência Energética na Indústria de Ferrogusa 

e Aço 

10 Empresas 6.734.774 523 67 14.244 43 

Eficiência Energética na Indústria Química 39 Empresas 1.583.998 123 16 2.324 38 

Eficiência Energética na Indústria de Papel e 

Celulose 

Eficiência Energética na Indústria de 

Cimento 


Mineração e Pelotização 

Eficiência Energética na Indústria de Ferroligas 

Eficiência Energética na Indústria de Não 

ferrosos e Outros da Metalurgia 


Alimentos e Bebidas 

157 

Fábricas de 

Papel/Celulose 

8.476.666 658 85 435 49 

9 Empresas 2.420.651 188 24 13 51 

101 Empresas 4.715.133 366 47 1.065 47 

n/d n/d 185.016 14 2 128 3 

n/d n/d 5.753.259 446 58 457 16 

n/d n/d 93.352 7 1 527 32 

Eficiência Energética na Indústria Têxtil n/d n/d 2.260.995 175 23 135 29 


Cerâmica 

Eficiência Energética na iluminação 


Eficiência Energética no Aquecimento de 

Água Residencial 

Eficiência Energética em Refrigeradores 

Residenciais 

300 Empresas 790.069 61 8 1.249 45 

1.145 

297 

585 

Projetos (154.464 

lâmpadas cada) 


chuveiros cada) 


refrigeradores cada) 

23.751.771 7.962 238 588 123 

4.839.237 12.166 48 3.134 163 

1.837.565 132 18 2.958 60 

tCO₂e/MW 

instalado/ano 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido 

tCO₂e/GWh 

consumido

74 

Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria 

Descrição dos Elos da Cadeia do Setor 



A cadeia do setor de combustíveis fósseis consumidos pela indústria pode ser dividida em três elos: 

� produção; 

� distribuição; e 

� consumo/uso térmico na indústria. 

Os combustíveis fósseis consumidos na indústria dividem-se entre 2 grupos que apresentam processos 

produtivos específicos: hidrocarbonetos (que incluem derivados de petróleo e gás natural) e carvão mineral e 

derivados. 

Hidrocarbonetos 

Tanto a indústria de gás natural como a indústria de petróleo, podem ser divididas entre upstream e 

downstream. O upstream engloba as fases de exploração e de produção. Enquanto que na fase de exploração, são 

realizadas pesquisas e perfurações no campo, a fase de produção corresponde à prospecção do combustível, caso a 

atividade seja economicamente viável. Nesta etapa do processo, denominada E&P (Exploração e Produção), uma 

importante fonte de emissão corresponde às perdas de gás natural (venting) ao longo da prospecção e, 

especificamente no caso do petróleo, à destruição do gás natural nos flares e/ou à sua queima para geração de 

energia na plataforma. 

A Tabela 0-1 apresenta as reservas brasileiras de petróleo e de gás natural. É possível notar a maior 

presença de petróleo que de gás natural no território nacional. Segundo o PDE 2017, em função das novas 

descobertas, em especial dos campos de Tupi e Carioca, prevê-se que o volume das reservas dobre até 2011. 

Tabela 0-1 – Reservas de Combustíveis Fósseis (dezembro/2009) 

Reservas de Hidrocarbonetos no Brasil 

Status Petróleo (10³ m³) Gás Natural (10 6 m³) 

Medidas/Indicadas/Inventariadas 2.035.200 364.236 

Inferidas/Estimadas 1.280.140 224.972 

Total 3.315.340 589.207 

Equivalência Energética (10³ tep) 1.815.398 361.686 

Fonte: BEN 2009 32 . 

Já no downstream existem diferenças sutis entre a produção de petróleo e gás natural. No caso do gás 

natural, essa etapa engloba as seguintes atividades: 

� Processamento – separação dos componentes do gás em subprodutos prontos para utilização; 

� Transporte – após seu processamento o gás natural pode ser transportado diretamente a grandes 

consumidores finais, ou para as distribuidoras; o transporte pode ser feito através de dutos, quando o 

combustível se encontra na fase gasosa, navios, barcaças ou caminhões, quando o GN se encontra em sua 

forma líquida (Gás Natural Liquefeito (GNL)), ou em cilindros, quando o gás natural é comprimido; 

� Distribuição – entrega do produto aos consumidores finais. 

Na produção do petróleo, por sua vez, o downstream envolve as seguintes atividades: 

� Refino – no refino, o óleo cru é aquecido e, em função dos diferentes pontos de ebulição de seus 

componentes, é possível separar os componentes mais pesados dos mais voláteis, de modo a se obter 

os subprodutos do petróleo, que podem ser tanto energéticos como não energéticos; 

� Transporte – assim como no caso do gás natural, após o refino, os derivados do petróleo podem ser 

transportados diretamente a grandes consumidores finais, ou para as distribuidoras; esse transporte 

pode ser feito por dutos (oleodutos) ou por navios, no caso de longas distâncias; 

� Comercialização – venda dos produtos aos consumidores finais. 

32 Balanço Energético Nacional, 2009 – BEN 2009. Disponível em www.ben.epeg.gov.br/BENRelatorioFinal2009.aspx.



Os consumidores finais dos derivados de petróleo e do gás natural podem ser tanto veículos, como 

unidades de geração de energia ou unidades industriais. 

No Brasil, a geração de energia na indústria a partir de derivados de petróleo e gás natural corresponde a 30% 

de toda a energia consumida nesse setor. A partir da Tabela 0-2, é possível perceber que, separadamente, esses dois 

tipos de combustíveis têm importância semelhante na geração de energia na indústria. Enquanto os derivados de 

petróleo representam 15% da geração energética nesse setor, a representatividade do gás natural é de 10%. 

Tabela 0-2 – Consumo de Energia na Indústria por Fontes: Derivados de Petróleo e Gás Natural 

Fontes 

10 

Consumo de Energia na Indústria 

3 tep % 

Derivados de Petróleo 12.467 15,1% 

Óleo Diesel 750 0,9% 

Óleo Combustível 3.981 4,8% 

Gás Liquefeito de Petróleo 784 1,0% 

Querosene 3 0,0% 

Outras Secundárias de Petróleo 6.949 8,4% 

Gás Natural 8.453 10,3% 

Eletricidade e Demais Combustíveis 61.407 74,6% 

Total 82.327 

Fonte: BEN 2009 33 . 

Carvão Mineral e Derivados 

O carvão mineral pode ser encontrado tanto em grandes profundidades como em jazidas superficiais. A 

exploração (também chamada de lavra) pode ser feita por meio de túneis, quando carvão está localizado em 

camadas profundas, ou a céu aberto nos casos em que o minério se encontra em camadas mais superficiais. 

No Brasil, esse segundo tipo de exploração é o mais usual 34 . 

Segundo pode ser observado na Tabela 0-3, o território brasileiro conta com uma reserva de mais de 4 

bilhões de toneladas de carvão mineral, entre reservas medidas e inferidas. Esse valor corresponde a quase 

cinco bilhões de tep (tonelada equivalente de petróleo). 

Tabela 0-3 – Reservas Brasileiras de Carvão Mineral (em dez/2009) 

Fonte: BEN 2009 35 . 

Status Reservas de Carvão Mineral (10 6 t ) 

Medidas/Indicadas/Inventariadas 17.312 

Inferidas/Estimadas 6.535 

Total 23.847 

Equivalência Energética (10³ tep) 4.726.176 

Após ser extraído, o carvão segue para a fase de beneficiamento. Nessa fase, são eliminadas as impurezas 

presentes no minério, de modo a melhorar sua qualidade. Eventualmente, o carvão beneficiado é destilado de 

modo a se obter subprodutos mais termo eficientes, como o coque de carvão ou alcatrão 36 . 

Por fim, o carvão beneficiado (ou carvão lavado) será distribuído aos consumidores finais, via esteiras – no 

caso de trajetos muito curtos – ou via caminhões, trens ou navios. Alternativamente, o carvão também pode 

ser misturado à água, formando uma espécie de lama que é transportada por meio de dutos 37 . 

Conforme exposto na Tabela 0-4, o carvão mineral e seus derivados representaram, em 2008, 14% da 

geração de energia para a indústria, uma participação semelhante à dos combustíveis derivados de petróleo e 

do gás natural citados anteriormente, respectivamente 15% e 10%. 

33 Balanço Energético Nacional, 2009 – BEN 2009. Disponível em www.ben.epeg.gov.br/BENRelatorioFinal2009.aspx. 

34 Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Disponível em www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas_par3_cap9.pdf. 

35 Balanço Energético Nacional, 2009 – BEN 2009. Disponível em www.ben.epeg.gov.br/BENRelatorioFinal2009.aspx. 

36 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. 

37 Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Disponível em www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas_par3_cap9.pdf. 

75

76 



Tabela 0-4 – Consumo de Energia na Indústria por Fontes: Carvão Mineral e Derivados 

Fontes 

Consumo de Energia na Indústria 

10 3 tep % 

Carvão Mineral 3.840 5% 

Coque de Carvão Mineral 6.704 8% 

Outras Secundárias – Alcatrão 39 0% 

Gás de Coqueria 1.065 1% 

Total Carvão Mineral e Derivados 11.648 14% 

Eletricidade e Demais Combustíveis 70.679 86% 

Total 82.327 

Fonte: BEN 2009 38 . 


Como definido na seção 1 desse Relatório, a cadeia do setor de combustíveis fósseis para a indústria, 

predominantemente derivados de petróleo, gás natural (GN) e carvão mineral, é divida em 3 elos: 

� elo 1: produção do combustível fóssil; 

� elo 2: transporte/distribuição do combustível fóssil; e 

� elo 3: consumo/uso térmico de combustíveis nas unidades industriais. 

No elo 1, que compreende a etapa de exploração & produção (E&P) de hidrocarbonetos e de extração de 

carvão mineral das minas, as fontes de emissão de gases de efeito estufa (GEE) correspondem ao venting de CH₄ (em 

português: gás ventilado), à combustão do gás nos flares e à combustão do gás para geração de energia na planta. As 

emissões de GEE passíveis de serem reduzidas tradicionalmente ocorrem nas atividades de E&P e nas minas de 

extração de carvão mineral, em que as jazidas exploradas podem apresentar certa concentração de metano. Dentre 

as medidas de redução destas emissões, é possível destacar: aumento da captura do gás ventilado e queimado e 

maior aproveitamento do gás associado para geração de energia na planta. 

Já no elo 2, que consiste no transporte/distribuição do combustível fóssil, os vazamentos de g s natural (CH₄) 

que ocorrem durante seu transporte por gasodutos correspondem à principal fonte de emissão. Assim, dentre as 

medidas de redução de emissões, destacam-se projetos que visam ao aumento da vedação dos dutos ou das 

estações de distribuição de gás. 

No elo 3, isto é, consumo, as emissões ocorrem predominantemente em fontes estacionárias, em que os 

combustíveis fósseis são queimados para gerar energia elétrica, motor ou térmica nas plantas. Reduções de 

emissão podem ser efetuadas a partir de iniciativas de redução da demanda de energia na planta ou de 

utilização de combustíveis menos poluentes na geração de energia. Isto é, podem ser implementadas tanto 

medidas de substituição de combustíveis fósseis por combustíveis renováveis ou menos carbono intensivos, 

quanto iniciativas de aumento de eficiência energética dos equipamentos e processos. 

Conforme indicado na Tabela 0-5, no ano de 2005, as emissões geradas pela queima de combustíveis fósseis na 

indústria (elo 1) representaram 87% do total das emissões de GEE ocorridas em toda cadeia dos combustíveis fósseis 

direcionados à indústria, no Brasil. Já as emissões associadas à produção e ao transporte desses combustíveis 

corresponderam a 13% das emissões do setor. Portanto, é possível que medidas de redução das emissões ocorridas 

no elo 3 possam representar um maior potencial comparativamente àquelas referentes aos elos 1 e 2 (ainda que 

essas também sejam relevantes). 

38 Balanço Energético Nacional, 2009 – BEN 2009. Disponível em www.ben.epeg.gov.br/BENRelatorioFinal2009.aspx.



Tabela 0-5 – Emissões de GEE no Setor de Combustível Fóssil para Indústria (2005) 

Setor de Combustível Fóssil para Indústria 

Emissões de GEE – 2005 

CO₂ CH₄ N₂O CO₂e 

(Gg) 

77 

Emissões nos Elos (%) 

Queima de combustível fóssil na indústria (Elo 3) 114.620 71 5 117.754 87% 

Indústria Siderúrgica 46.418 41 ND* 

Indústria Química 14.746 ND ND* 

Outras Indústrias 53.456 30 ND* 

Produção e distribuição (Elos 1 e 2) 13.913 197 ND* 18.050 13% 

Mineração de carvão 1.792 49 ND* 

Extração e transporte de petróleo e GN 12.121 148 ND* 

Total no setor 128.533 268 ND 135.804 100% 

Fonte: Inventário Brasileiro das emissões e remoções antrópicas de gases efeito estufa (2009) 39 . *ND: Não disponível. 


redução de emissão, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento existentes no MDL que são 

aplicáveis a cada iniciativa. Observa-se que as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo 

da cadeia desse setor são: 

� elo 1 (produção do combustível fóssil): flare e/ou ventilação do gás metano associado ao petróleo 

bruto, flare do gás residual em refinarias de petróleo e ventilação, flare e consumo de gás metano em 

minas de carvão mineral. 

� elo 2 (distribuição/transporte do combustível fóssil): vazamento de gás natural nos dutos; e 

� elo 3 (consumo/uso térmico nas plantas): queima de combustíveis fósseis na indústria. 

Quadro 0-1 – Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras de Emissões na 

Cadeia do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria 


CO₂ 

CH₄ 

CO₂ 

CH₄ CH₄ 

Recuperação de gás associado ao petróleo 

bruto 

Recuperação de gás residual de refinaria 

Redução de vazamento de GN na rede de 

distribuição 

Substituição de Combustíveis por gás natural 

Substituição de Combustíveis por biomassa 

Eficiência Energética – Otimização de sistemas de 

vapor 

Eficiência Energética – Introdução de novos 

processos/equipamentos 

Eficiência Energética – Melhoria/Otimização de 

combustão 

Eficiência Energética – Recuperação de calor em 

fornos 

Metodologias e Linha de Base Metodologias de Linha de Base Metodologias de Linha de Base 

AM0077 AM0023 ACM0003 ACM0012 

AM0037 AM0043 ACM0009 AM0017 

AM0009 AM0049 AM0018 

AM0055 AMS-III.B. AMS-II.D. 

AMS-III.P AM0007 AM0056 

AMS-II.F. AM0044 

ACM0003 AM0068 

AM0036 AM0060 

AMS-III.B. NM0338 

AMS-II.F. AM0054 

AMS-I.C AM0024 

NM0337 ACM0012 

NM0282 AMS-II.I. 

AM0076 

39 Inventário Brasileiro das Emissões e Remoções Antrópicas de Gases Efeito Estufa: Informações e Valores Preliminares (2009).

78 




A Tabela 0-6 apresenta o número de projetos de redução de emissões de GEE propostos no MDL que se 

enquadram no Elo 1 e se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: validação, já validados e 


projetos, bem como o número de projetos propostos no resto do Mundo (que se encontram nas etapas de 


De acordo com a Tabela 0-6, no Brasil, ainda não foi desenvolvido nenhum projeto de MDL referente à 

produção de combustíveis fósseis para nenhuma das iniciativas identificadas. Por outro lado, no resto do 

mundo, existe um total de 113 projetos propostos no MDL. 

Tabela 0-6 – Projetos de Produção de Combustível Fóssil (Elo 1) 



– Projetos de MDL 

Recuperação de gás 

associado em poços 

de petróleo 

Recuperação de gás 

residual de refinaria 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 1 – Produção de Combustível Fóssil 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 


Projetos 









MDL no resto 

do Mundo 

Número total 



AM0077 - - - - - - - - 

AM0037 - - - - - - - 6 

AM0009 - - - - - - - 30 

AM0055 - - - - - - - 5 

AMS-III.P - - - - - - - 5 

Fonte: Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM 40 . 

As iniciativas de redução de emissões no Elo 1 são descritas nas subseções abaixo. 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Produção de Combustíveis Fósseis 

Recuperação e Aproveitamento de Gás Associado ao petróleo bruto 

Frequentemente, no processo de prospecção de petróleo bruto, extrai-se também uma parcela de gás 

natural que pode estar dissolvida no petróleo, ou sob a forma de uma camada de gás livre sobre o petróleo. As 

possíveis destinações desse gás associado são várias, dentre as quais se destacam: injeção de gás no reservatório, 

queima de gás nos flares, ventilação do gás 41 , consumo de gás na plataforma para geração de energia e transporte 

de gás através de dutos para terra ou plataformas de liquefação para ser posteriormente vendido. 

Com base nas metodologias AM0037 e AM0009, as emissões de linha de base são geradas pela ventilação 

e queima do gás (seja no flare ou no consumo na plataforma). Portanto, projetos de recuperação de gás 

associado ao petróleo bruto visam a reduzir as emissões na plataforma através do aproveitamento (ou do 

aumento do aproveitamento) do gás associado para venda e/ou geração de energia na plataforma. 


Neste estudo, foi avaliado o potencial de aproveitamento desse gás nas plataformas. Vale lembrar que já 

existem plataformas que aproveitam o gás associado, mas 11% da produção nacional ainda é desperdiçada 42 . 

Isto se deve ao fato de a maior parte do petróleo brasileiro ser extraída offshore, o que dificulta e encarece o 

seu transporte e venda a tal ponto que, com exceção de plataformas voltadas exclusivamente à exploração de 

gás natural, seu aproveitamento torna-se financeiramente inviável. Desse modo, a viabilização desse tipo de 

projeto exige considerável esforço de pesquisas por parte das empresas. 

40 A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org e //www. unfccc.int. 

41 A Agência Nacional de Petróleo – ANP – divulga anualmente o volume de gás que pode ser queimado no flare e ventilado em cada plataforma. 

42 Dado fornecido pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE). Disponível em 

http://www.abrace.org.br/port/noticias/ler.asp?id=18409.



Algumas simplificações foram feitas no cálculo do potencial desse projeto: 

� considerou-se que não há ventilação de gás associado; 

� de todo o gás associado recuperado, 50% será aproveitado na atividade de projeto; e 

� o gás associado recuperado substituirá o óleo combustível na plataforma. 

Os resultados foram obtidos para os campos de petróleo offshore brasileiros que, juntos, produzem mais 

de 100 milhões de m³ por ano. Ressalte-se que este estudo não contempla os campos recém-descobertos do 

pré-sal, devido à falta de dados disponíveis. Por conservadorismo, a estimativa do número de oportunidades de 

replicação desse projeto, considerou-se uma plataforma por campo – apesar de, em geral, haver mais de uma. 

O detalhamento da fórmula aplicada para estimar a redução de emissões desse projeto é feito, a seguir: 



BE *tCO₂e+ = V rec [m³] * PCI GN [GJ/m³] * FE GN *tCO₂e/GJ+ 

V rec [m³] = V queimado [m³] * f rec 


PE *tCO₂e+ = fe Projeto *tCO₂e/m³ de g s recuperado]* V rec [m³] 

V rec [m³] = V queimado [m³] * f rec 


RE = BE – PE 

Tabela 0-8 – Parâmetros para cálculo de recuperação e aproveitamento de gás associado ao petróleo 


FE GN Fator de Emissão do gás natural 56,15 kgCO₂e/GJ 2 

FE Projeto Fator de Emissões de Projeto 0,00067 t CO₂e/m³ de gás recuperado 6 

P GA Produção total de gás natural associado em 2009 16.976 10 6 m³ 1 

P P Produção total de petróleo em 2009 711.883 10³ barris 1 

RGO 2009 Razão Gás-Óleo média em 2009 23,85 m³ de gás associado/barril de petróleo calculado 

- Fator de conversão de barril para m 3 6,29 barril de petróleo/m³ de petróleo 5 

Q GN Queima e perda de gás natural em 2009 3.424 10 6 m³ 1 

- Razão Queima/Produção de gás associado 20,2% % Calculado 

f rec Fator de recuperação Gás recuperado/Gás queimado 50% % pressuposto 

PCI GN Conteúdo de Energia do gás natural 0,032 GJ/m³ 3 

Fontes: 

1 ANP "ANUÁRIO ESTATÍSTICO BRASILEIRO DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS – 2010". Disponível emwww.scribd.com/doc/37627928/Anuario-Estatistico- 

Brasileiro-do-Petroleo-Gas-Natural-e-Biocombustiveis-2010. 

2 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program 

(www.ipcc-nggip.iges.or.jp). 

3 Balanço energético Nacional 2009 (BEN 2009) 

4 Manual de Procedimentos de Estimativas de Reservas. Petrobras. 

5 Disponível em http://www2.petrobras.com.br/ri/port/DestaquesOperacionais/ExploracaoProducao/ManualProcedimentos_ConversaodeUnidades.asp. 

6 Valor médio das emissões de projeto contidas nos seguintes PDDs: 

7 PDD em validação "Recovery and Utilization of Associated Gas at Pondok Tengah LPG Plant – PT. Yudistira Energy" – Version 1 – 01/10/2010. 

8 PDD em validação "Tres Hermanos Oil Field Gas Recovery and Utilization Project" – Version 01 – 08/05/2007. 

9 PDD em validação "OML 123 Offshore Associated Gas Capture and Utilization Project, Nigeria" – Version 01.2 – 11/09/2009. 


A Tabela 0-9 apresenta os resultados desse estudo sobre o potencial replicação desse projeto no Brasil, 

contemplando as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de 

CERs, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 

Esses resultados resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com base nas 

metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas nacionalmente após 


79

80 



Tabela 0-9 – Resultados do Projeto de Recuperação e Aproveitamento de Gás Associado em Plataformas 


Fator de redução de emissão anual 0,559 tCO₂e/(10 3 m 3 gás associado x ano) 



Número de projetos* 44 plataformas 


Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 191.459.420 US$ 

Custo unitário de investimento N/D** US$/m 3 de gás associado 

Custo do Investimento N/D** US$ 

* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha 


** Não disponível. 

Barreiras à Implementação do Projeto 

Conforme citado anteriormente, o aproveitamento de gás associado – isto é, o projeto aqui proposto – já 

é prática comum nas plataformas brasileiras de extração de petróleo offshore. Teoricamente, as plataformas 

offshore queimam exclusivamente gás associado na geração de energia e, somente aquela parcela que não 

pôde ser aproveitada é queimada no flare. No entanto, segundo reportado pela Abrace (2010), o percentual 

queimado e ventilado ainda é elevado (11% do total da produção total de gás natural). 

Desse modo, a atual falta de possibilidades de aproveitamento do gás e a necessidade de investimentos 

para a pesquisa para a expansão e viabilização de alternativas pode representar uma barreira à replicação do 

projeto. 

Recuperação e Aproveitamento de Gás Residual em Refinarias 

O gás residual corresponde ao gás que é gerado como subproduto em diferentes fases do processo de 

refino do petróleo. Em geral, o gás residual é posteriormente direcionado aos flares para ser queimado, 

gerando emissões de CO₂, tanto devido à combustão do próprio g s, como à queima de outros combustíveis 

para geração de vapor no flare. 

Projetos de aproveitamento do gás residual para geração de energia térmica na planta, portanto, 

favorecem a redução de emissão, evitando a emissão proveniente da queima de combustíveis fósseis para a 

geração de vapor no flare, bem como a emissão gerada pela queima de combustíveis fósseis na geração de 

energia térmica na planta. A avaliação do potencial de redução de emissão desse projeto no Brasil baseou-se 

na metodologia aprovada de grande escala AM0055. 


Segundo o Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) (2010), o Brasil 

conta hoje com um total 13 refinarias que juntas processam quase 2 milhões de barris de óleo cru por dia. Após 

uma pesquisa por dados dessas refinarias chegou-se a uma relação estimada de quais unidades já realizam 

aproveitamento de gás residual, de modo a obter uma aproximação de quantos projetos potenciais existem no 

território nacional. Assim, concluiu-se que do total de refinarias, 8 representam potenciais projetos de 

aproveitamento de gás residual. 

O potencial de redução de emissões do projeto, foi determinado a partir das fórmulas expostas e dos 

parâmetros descritos na Tabela 0-11. 



BE *tCO₂e/ano+ = Q GRA [t/ano] x (PCI GR [TJ/1000t])/1000 x C OC [tC/tOC] x 44/12 


PE *tCO₂e/ano+ = Q GRA [t/ano] x C GR [ tC/tGR] x 44/12 


RE *tCO₂e+ = BE *tCO₂e+ – PE *tCO₂e+



Tabela 0-11 – Parâmetros para cálculo de recuperação e aproveitamento de gás de refinaria 


Q OC Quantidade de óleo Combustível consumida no setor de refino em 2006 1.123.277 tep 4 

Q PP Quantidade de Petróleo Processada em 2006 16.183.904,4 t 3 

Q OC/Q PP Consumo específico de óleo Combustível por petróleo processado 0,069 tep/t petróleo calculado 

Q GR,y/Q p Quantidade de Gás Residual produzida por Quantidade de Petróleo Processado 2 % 2 

RQ GR, Quantidade recuperável do gás residual 90 % 2 

F ba/td Fator de Conversão de barril/dia para tonelada/ano 49,8 - 1 

PCI GR Poder Calorífico Inferior do gás residual 47,31 TJ/10^3 ton 2 

PCI OC Poder Calorífico Inferior do óleo combustível 9.590 kcal/kg 5 

PCI OC Poder Calorífico Inferior do óleo combustível 40.151,41 kJ/kg calculado 

PCI OC Poder Calorífico Inferior do óleo combustível 40,15 TJ/10^3 t calculado 

F tep-TJ Fator de Conversão de tep para TJ 0,042 - 5 

C GR Conteúdo de Carbono do Gás Residual 0,79 tC/tGR 2 

C OC Conteúdo de Carbono do Óleo Combustível 21,1 tC/TJ 2 

Fontes: 

1 Tn Petróleo. "Tabelas de Conversão Petróleo e Gás". Disponível em www.tnpetroleo.com.br/pdfs/tab_conver _petro_gas_sda.pdf. Acesso em 25/10/2010. 

2 DE GOUVELLO et al."Low-carbon Energy Projects for Development in Sub-Saharan Africa". World Bank. Washington D.C., 2008. 

3 Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo Gás Natural e Bicombustíveis 2010". Disponível em www.scribd.com/doc/37627928/Anuario-Estatistico-Brasileiro-do-Petroleo-Gas- 

Natural-e-Biocombustiveis-2010. Acesso em 11/10/2010. 

4 HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". Disponível em 

www.ppe.ufrj.br/ppe/production/tesis/mauricio_junior.pdf. Acesso em 25/10/2010. 

5 EPE/MME. Balanço Energético Nacional 2010. Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf. Acesso em 25/10/2010. 

6 UNFCCC. PDD "Recovery and utilization of flare waste gases at the Industrial Complex of Luján de Cuyo". Disponível em 

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/3ROAET89Y5K4FIHSMCJ21NWPVQ6GXU. Acesso em 25/10/2010. 

7 UNFCC "AM005 – Baseline and Monitoring Methodology for the recovery and utilization of waste gas in refinery facilities". Tn Petróleo. Disponível em 

www.tnpetroleo.com.br/noticia/ 16728/pqu-e-petrobras-assinam-contrato-de-fornecimento-de-gas-residual . Acesso em 11/10/2010. 

8 Refap (site). Disponível em www.refap.com.br/refapunidades.asp. Acesso em 11/10/2010. 

9 Prefeitura de Cubatão (site). Disponível em www.cubatao.sp.gov.br/publico/index.php?option=com_content&view=article&id=2083:presidente-lula-estara-em-cubatao-naquarta-10-para-inaugurar-termeletrica-na-refinaria&catid=10:noticias-da-cidade&Itemid=50. 

Acesso em 1/10/2010. 

10 Governo do Rio Grande do Norte. "Perfil do seu município – Guarmaré". Disponível em www.idema.rn.gov.br/governo. Acesso em 11/10/2010. 

11 UNFCCC. "Project Arcelor Mittal Aços Longos: Blast Furnace Gas (BFG) – Waste Energy Use Project Activity". Disponível em 

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/9KGRE3LV2YNC41ITO7J0HZS5FXAWDU. Acesso em 25/10/2010. 


A seguir, são apresentados os resultados desse estudo sobre o potencial de replicação desse projeto no 

Brasil, contemplando as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a 

venda de CERs, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 


com base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas 


Tabela 0-12 – Resultados do Projeto de Recuperação e Aproveitamento de Gás Residual em Refinarias 


Fator de redução de emissão anual 13,74 tCO₂e/(10 3 t óleo processado x ano) 



Número de projetos* 8 refinarias 








Atualmente, não há nenhum projeto de recuperação de gás residual de refinaria desenvolvido no Brasil, 

no âmbito do MDL. No entanto, é possível associar as principais barreiras enfrentadas por projetos de 

recuperação de gás residual de refinaria em outros locais às possíveis barreiras à sua implantação no País. 

Diferente do gás combustível de refinaria, o gás residual tem ritmo de deslocamento, temperatura, pressão e 

peso molecular suscetíveis a grandes variações, o que acarreta numa barreira técnica para desenvolvimento do 

compressor e do sistema completo de aproveitamento do mesmo. Além disso, devido à sua composição, o gás flare 

é altamente explosivo, podendo causar danos aos equipamentos e aos funcionários, em caso de acidente. 

81

82 



Muitos dos projetos registrados também apontaram como barreira a ausência de mão de obra qualificada 

local com conhecimento dos novos processos a serem instalados. Por fim, há poucos fornecedores dos serviços 

de manutenção e reposição no mundo para esse tipo de projeto. Vale ressaltar que, em um caso específico 43 , 

apenas um fornecedor disponível no mundo foi encontrado, o que é uma barreira per se. 

Recuperação e Aproveitamento de Metano Associado à Extração do Carvão 

Assim como ocorre em jazidas de petróleo, usualmente, jazidas de carvão mineral apresentam 

determinadas concentrações de gás metano que podem acabar sendo liberadas para atmosfera, caso não haja 

nenhum equipamento de controle desse gás. Assim, a instalação de tecnologias de captura e aproveitamento 

desse metano na lavra do carvão pode representar uma alternativa de redução de emissão nesta atividade. 

No entanto, no Brasil existem poucas estimativas da concentração de metano das minas nacionais. A 

pesquisa mais recente no assunto, realizada no Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas 

de Gases de Efeito Estufa, do MCT, encontrou níveis extremamente baixos de concentração de metano das minas 

de carvão brasileiras. O estudo, portanto, optou pela aplicação dos valores defaut fornecidos pelo IPCC (2006), 

que são significativamente maiores, e as emissões dessa atividade ainda permaneceram pouco significantes. 

Portanto, no presente estudo, optou-se por não calcular o potencial de redução de emissão desse projeto. 


O Quadro 0-1 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEEs propostos no MDL que se 





Como pode ser verificado no Quadro 0-1, existe somente um projeto de distribuição de gás natural já 

proposto no âmbito do MDL. Esse projeto já foi validado pela Entidade Operacional Designada (EOD) e 

encontra-se na etapa de solicitação de registro na Convenção Quadro das Nações Unidas de Mudança do Clima 

(CQNUMC). Seu potencial de redução corresponde a 7,7 ktCO₂e/ano. No resto do mundo, oito projetos j 

foram propostos no âmbito do MDL. 

Com base nas metodologias AM0023 e AM0043, as emissões de GEE na linha de base do tipo de projeto em 

questão são geradas pelo vazamento do g s natural que resulta na liberação de CH₄ na atmosfera. Portanto, 

iniciativas de redução do vazamento correspondem à substituição de dutos antigos por novos e mais vedados, ou 

ainda à implementação de compressores de tubulações (em inglês, pipeline compressors) ou de gate stations. 

Iniciativas de Redução 

de Emissão – Projetos 



vazamento de GN na 

rede de distribuição 

Metodologias 


Base 

Quadro 0-2 – Projetos de Transporte de Combustível por Dutos 


Projetos em 

validação 

Fonte: Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM 44 . 


Projetos 

validados 

Elo 2 – Transporte de Combustível via Dutos 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 


Projetos 









MDL no Mundo 

Número total 



AM0043 0 1 0 0 1 8 8 0 

43 Flare Gas Recovery system (FGRS) at Barauni Refinery of Indian Oil Corporation Limited. 

44 A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org e www.unfccc.int.



Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Distribuição de Combustíveis Fósseis 

Redução de Vazamento de Gás Natural em Gasodutos 

Conforme descrito anteriormente, ao longo das redes de distribuição de gás natural podem existir focos 

de vazamento, acarretando a liberação de CH₄ na atmosfera. Essa emissão pode ser ainda superior se o 

material que constitui os dutos da rede de distribuição for ferro fundido, como é o caso das redes mais antigas. 

Uma alternativa para reduzir as emissões relativas à distribuição de gás natural, portanto, constitui a 

substituição dos dutos antigos de ferro fundido por dutos novos, de polietileno, ou com proteção catódica. 


Após uma longa pesquisa entre a listagem das empresas concessionárias estaduais de distribuição de gás 

natural 45 , foi possível identificar duas empresas aplicáveis ao projeto: Comgás e CEG, uma vez que ambas ainda 

possuem dutos de ferro fundido na extensão total de suas redes de distribuição. 

O potencial de redução de emissões do projeto, foi calculado a partir dos parâmetros descritos na Tabela 

0-13 e Tabela 0-14 e das fórmulas evidenciadas abaixo. 



EF OP = 0,00357 x F CH₄ 

CH₄BE y *tCH₄+ = CH₄BE 0 *tCH₄+ – (Σ NPB k – NOP y) [m] x (EF OP – EF NP) *tCH₄/m+ 

CH₄BE 0 *tCH₄+ = OP x EF OP *tCH₄+ 

BEy *tCO₂e+ = CH₄BEy *tCH₄+*GWP CH₄ *tCOe/tCH₄+ 


EF NP = 0,00021 x F CH₄ 

CH₄PE y *tCH₄+ = CH₄BE 0 *tCH₄+ – (ΣNPB k – NPP y) [m] x (EF OP – EF NP) *tCH₄/m+ 

PE y *tCO₂e+ = CH₄PEy *tCH₄+*GWP CH₄ *tCOe/tCH₄+ 


RE y *tCO₂e+ = BE y *tCO₂e+ – PEy *tCO₂e+ 

Tabela 0-14– Parâmetros para o cálculo de substituição das redes de distribuição de gás natural 


GWP CH₄ Potencial de aquecimento global para o metano 21 tCO₂e/tCH₄ 1 

CH₄BE 0,CEG Emissão da CEG de CH₄ na Linha de Base no ano 0 1.652,96 tCH₄/ano calculado 

CH₄BE 0,COMGÁS Emissão da COMGÁS de CH₄ de Linha de Base no ano 0 2.204,55 tCH₄/ano calculado 

OP CEG Extensão dos dutos de ferro fundido a serem substituídos na CEG 497.864 m 2 

OP COMGÁS Extensão dos dutos de ferro fundido a serem substituídos na COMGÁS 664.000 m 3 

F CH₄ Fração de massa de metano no Gás Natural 93 % 2 

EF OP Fator de Emissão de CH₄ dos dutos de ferro fundido 0,0033201 tCH₄/m*ano 2 

EF NP Fator de Emissão de CH₄ dos dutos de polietileno 0,000195 tCH₄/m*ano 2 

NOP y Comprimento da rede substituída e não operacional até o ano y 0,00 m 2 

%NPB k Taxa de média de substituição dos dutos na linha de base 1,24 % 

%NPP Taxa média de instalação de novos dutos 4,66 % 

83 

Calculado com base nos valores de NPB dos quatro 

anos iniciais, fornecidos pelo PDD da CEG, UNFCCC (2) 

Calculado com base nos valores de NPB dos quatro 

anos iniciais, fornecidos pelo PDD da CEG, UNFCCC (2) 

NPB CEG Substituição média dos dutos da CEG na Linha de Base 6.177,57 m calculado 

NPP CEG Substituição média dos dutos da CEG no Cenário de Projeto 23.177,79 m calculado 

NPB COMGÁS Substituição média dos dutos da COMGÁS na Linha de Base 8.239,02 m calculado 

NPP COMGÁS Substituição média dos dutos da COMGÁS no Cenário de Projeto 30.912,17 m calculado 

y Duração total do projeto 10 anos premissa 

CI Fontes: 

Custo unitário do Investimento 246,90 

R$/m de duto de 

polietileno 

2 



2 UNFCCC. PDD – “Replacement of CEG’s cast iron natural gas distribution grid with polyethylene in Rio de Janeiro – Version 01 – 16-01- 2009”. Disponível em 

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/10INRO4VMBD2LH8F3S75CYAKZGPTE9. 

3 COMGÁS Relatório Anual Comgás 2009. pg 51. Disponível em www.comgas.com.br/relatorio_anual_2009/pdf/Book_RA_Comgas.pdf. Acessado em 26 de outubro de 2010. 

4 UNFCCC. AM0043 – “Leak reduction from a natural gas distribution grid by replacing old cast iron pipes or steelpipes without cathodic protection with polyethylene pipes". 

Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/CDMWF_AM_CF8ZNUVP8A86TOUTNQTH9S6NJQW7J7. 

45 Essa listagem pode ser obtida a partir do website da Gasnet: http://www.gasnet.com.br/. Acesso em 01/11/2010.

84 




A Tabela 0-15 apresenta o resumo dos resultados desse projeto, com relação ao potencial de redução de 

emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante de investimentos 

necessários à implementação desse projeto 




Tabela 0-15 – Resultados do projeto de substituição de dutos nas redes de distribuição de gás natural 


Fator de redução de emissão anual 0,53 tCO₂e/m duto x ano 

Redução de Emissão anual média* 11.874 tCO₂e/ano 


Número de projetos** 2 unidades 


Contribuição à matriz energética 6.530 MWh/ano 



* Nesse projeto, a redução de emissão varia anualmente. 

**A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha 



O único projeto de Redução de Vazamento na Rede de Distribuição de Gás Natural no âmbito do MDL 

desenvolvido no mundo é brasileiro: “Replacement of CEG’s cast iron natural gas distribution grid with 

polyethylene in Rio de Janeiro”. O Documento de Concepção do Projeto, no entanto, optou por demonstrar sua 

adicionalidade pelo resultado da análise econômico-financeira, seguida por análise de prática comum. 

No que concerne à prática comum, o DCP apontou que, com a exceção das redes da CEG e da Comgás 

(distribuidoras de gás, respectivamente, do Rio de Janeiro e de São Paulo), o restante das redes de distribuição 

não é constituído a ferro fundido. Ou seja, existem somente duas empresas nas quais esse projeto poderia ser 

aplicado, num universo de mais de 25 distribuidoras nacionais. 

Com isso, pode-se concluir que a falta de locais à aplicação do projeto constitui uma barreira em si para 

que mais projetos desse tipo sejam desenvolvidos no Brasil. 


A Tabela 0-16 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEEs propostos no MDL que se 





Como pode ser observado na Tabela 0-16, no Brasil, já foram desenvolvidos 49 projetos de substituição de 

combustíveis e 10 projetos de eficiência energética. Com base nesses projetos do MDL, o potencial médio de 

redução de emissão de substituição de combustíveis varia entre 23-75 ktCO₂e/ano. J para projetos de efici ncia 

energética, o potencial médio é de 131 ktCO₂e/ano. 

No resto do mundo, verifica-se um total de 491 projetos de substituição de combustíveis e 473 projetos de 

eficiência energética já propostos no âmbito do MDL. Desses, 290 correspondem a projetos voltados 

especificamente à eficiência energética de sistemas de vapor. 

As iniciativas de redução de emissões no Elo 3 são descritas nas subseções a seguir.



Tabela 0-16 – Projetos de Consumo/Uso térmico de Combustíveis Fósseis na Indústria 





Combustíveis por gás 

natural 


Combustíveis por gás 

natural 

Eficiência Energética – 

Introdução de novos 

processos/equipamentos 


Melhoria na Combustão 


Otimização de Sistemas de 

Vapor 


Recuperação de Calor em 

Fornos 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 3 – Consumo/Uso Térmico 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 









85 


MDL no Mundo 

Número total 



ACM0003 - - - - - - - 25 

ACM0009 3 - - 1 3 220 73 9 

AM0049 - - - - 0 - - 3 

AM0007 - - - - - - - - 

AMS-III.B. 8 - 3 - 11 254 23 55 

AMS-II.F. - - - - 0 - - 2 

ACM0003 - - - - - - - 25 

AM0036 3 - - 1 3 226 75 17 

AMS-III.B. 8 - 3 - 11 254 23 55 

AMS-II.F. - - - - 0 - - 2 

AMS-I.C 19 6 6 1 32 1.030 33 355 

NM0337 - - - - - - - - 

NM0282 - - - - - - - - 

AM0056 - - - - 0 - - - 

AM0068 - - - - 0 - - - 

AM0060 - - - - 0 - - - 

AM0044 - - - - 0 - - 1 

NM0338 - - - - - - - - 

AMS-II.D. 3 - - - 3 51 17 149 

AM0054 - - - - 0 - - - 

AM0017 - - - - 0 - - - 

AM0018 - - - - 0 - - 15 

ACM0012 7 - - - 7 1.314 188 275 

AM0076 - - - - 0 - - - 

AM0024 - - - - 0 - - 33 

AMS-II.I. - - - - 0 - - - 

ACM0012 7 - - - 7 1.314 188 275 

Fonte: Elaboração Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM 46 . 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Consumo de Combustíveis Fósseis 

De modo a organizar o cálculo e a adequá-lo aos dados de entrada disponíveis, a análise das 

oportunidades concretas de projetos de redução de GEEs no consumo de combustíveis fósseis na indústria foi 

realizada adotando a divisão por setores da indústria proposta pelo Balanço Energético Nacional, conforme 

disposto abaixo 47 : 

� Cimento; � ferro-gusa e aço; 

� mineração e pelotização; � química; 

� não ferrosos e outros metálicos; � têxtil; 

� alimentos e bebidas; � papel e celulose; 

� cerâmica; e � outros. 

46 Para levantamento dos produtores independentes ver SINDIFER. Disponível em http://www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 10/10/2010. 

47 Nesta divisão setoriais da indústria, adotada pelo BEN, inclui-se também o setor de ferro-ligas. No entanto, como tal setor apresenta um baixo consumo de 

combustíveis fósseis, para fins de simplificação, ele não foi considerado nesta análise.

86 



Para inferir o potencial concreto dos projetos de redução de GEEs associado ao consumo de combustíveis 

fósseis na indústria, objetivou-se listar todas as empresas atuantes em cada setor bem como suas respectivas 

produções. Quando possível, foram identificadas também as unidades produtivas pertencentes a cada 

empresa. Nesses casos, o número de projetos corresponde ao somatórios das unidades produtivas dessas 

empresas. É o caso dos setores de ferro-gusa (produtores independentes), papel & celulose e de cimento. 

Quando não foi possível realizar tal desagregação, considerou-se que cada empresa desenvolveria um 

Programa de Atividades 48 (PoA, do inglês Programme of Activities), que englobaria uma série de Atividades de 

Programa de MDL (CPA, do inglês CDM Programme Activity). Ressalte-se que o número de CPAs não foi 

definido no presente estudo, mas somente o número de potenciais PoAs. Essa abordagem foi adotada para os 

setores de ferro-gusa (usinas integradas) e aço, mineração e pelotização, química, alumínio primário e 

cerâmica. Já para os setores têxtil, de alimentos & bebidas e de não ferrosos e outros metálicos, para os quais 

não foram encontradas listagens de empresas atuantes, a análise partiu de uma abordagem bottom-up. 

As informações setoriais que viabilizaram uma análise em cada setor, são descritas abaixo. 

Cimento – De acordo com o DNPM (2009), existem 68 fábricas de cimento no Brasil distribuídas dentre 12 

empresas, e só a Votorantim Cimentos responde por 21 fábricas ativas, que, juntas, produzem quase 20 

milhões de toneladas de cimento por ano, o que corresponde a mais de 35% da produção nacional. Os dados 

de produção de cada fábrica foram estimados a partir de informações de capacidade de algumas fábricas, 

fornecidas pelo Global Cement Report 2010, de dados de produção estadual, fornecidos pelo DNPM (2009), 

além de dados específicos de determinadas empresas, que puderam ser obtidos em seus sítios na internet. 

Ferro-gusa e Aço – Segundo o IABr (2010), existem hoje no Brasil oito produtoras integradas de ferro-gusa, que 

juntas são responsáveis por 83% da produção nacional do metal. O restante (4 milhões de toneladas por ano), por 

sua vez, é produzido pelos 79 produtores independentes distribuídos pelo território nacional. Já em relação à 

produção de aço bruto, foram avaliadas nove unidades de produção, cujos dados de produção de aço bruto e de 

consumo de fontes energéticas foram obtidos a partir de documentos da ABM Brasil. 

Mineração & Pelotização – Para esse setor , recorreu-se à listagem das 100 maiores mineradoras brasileiras, 

fornecida pelo DNPM (2006), que, juntas somam 89% da produção nacional. Vale ressaltar que essa relação reflete o 

valor da produção vendida, pois somente assim é possível agregar os diferentes minérios explorados por cada 

empresa. Desse modo, recomenda-se que futuros estudos realizem uma análise desagregada por minério, de modo 

a evitar a distorção que a diferença de preços pode causar. 

Química – O setor químico é altamente complexo, com mais de 600 empresas operantes no Brasil, que 

produzem mais de 1000 diferentes produtos. Desse modo, visando a uma avaliação simplificada das 

oportunidades concretas de projetos de baixo carbono, optou-se por limitar a análise à produção de 13 

químicos específicos, selecionados segundo a disponibilidade dos dados necessários à avaliação de tal 

potencial. A partir dos produtos químicos selecionados, foi feito um levantamento das empresas produtoras 

referentes de cada químico, a partir de dados da Abiquim (2009). As estimativas de produção por empresa 

estimadas a partir dos dados de capacidade nominal das empresas e da produção total de cada produto. 

Abaixo, são especificados os produtos químicos selecionados para a análise: 

� amônia; � ácido sulfúrico; 

� cloro; � carbonato neutro de sódio; 

� cloretos de polivinila (PVC); � eteno; 

� metanol; � nitrato de amônio; 

� polipropileno; � polietileno (alta e de baixa densidade); 

� poliestireno; � ureia. 

48 Para informações referentes ao PoA, vide: http://cdm.unfccc.int/ProgrammeOfActivities/index.html



Papel & Celulose – Para esse setor, foi possível efetuar um levantamento de quase todas as empresas 

operando no Brasil, a partir dos dados fornecidos pela Bracelpa (2009). No total, foram levantados dados de 

107 empresas produtoras de papel e de 35 empresas produtoras de celulose, representando respectivamente 

89% e 97% da produção nacional. 

Alumínio – Os dados de produção de alumínio primário, bem como a listagem de empresas produtoras, foram 

extraídas de MCT (2010). Segundo indicado no documento, existem hoje no Brasil sete unidades produtoras de 

alumínio primário, que apresentam uma produção total de 1,5 milhão de toneladas de alumínio por ano. 

Alimentos e Bebidas/Têxtil/Não ferrosos e outros metálicos – Para esses setores, não foi possível obter dados 

desagregados por empresa. Portanto, nesses casos foi feita uma análise top-down. 

Cerâmica – O setor de cerâmica brasileiro ainda é razoavelmente desorganizado. Ainda que existam algumas 

associações, nenhuma delas apresenta dados de consumo de insumos ou de produção desagregada por 

empresa. Assim, os cálculos para esse setor foram feitos de forma top-down para as 300 empresas 

identificadas. Para tanto, assumiu-se que essas 300 empresas correspondem às maiores do setor (que, estimase, 

conta com 5.603 empresas), representando, juntas, 50% da produção nacional 49 . 

Substituição de Combustíveis 

A substituição de combustíveis corresponde a uma alternativa de redução de emissão que não requer a 

redução da quantidade de energia consumida na planta. Através da substituição dos combustíveis fósseis 

utilizados no cenário de linha de base por combustíveis renováveis ou menos carbonointensivos, é possível 

gerar uma mesma quantidade de energia, reduzindo as emissões de GEEs associadas a essa geração. 

O potencial de redução de emissão de GEEs depende, principalmente, da diferença entre o fator de 

emissão do combustível de linha de base e o fator de emissão do combustível substituto – quanto maior essa 

diferença, maior será o potencial de redução. 

49 MME, 2009. 

87

88 



PROJETO DESENVOLVIDO POR UMA FÁBRICA DE TIJOLOS NO EGITO 

Um projeto desenvolvido por uma fábrica de tijolos no Egito exemplifica a viabilidade de projetos de substituição de combustíveis fósseis 

por gás natural em fábricas de tijolos. Nesse projeto, 311 fornos Hoffmann sofreram conversão, de forma a poder queimar gás natural no 

lugar de óleo combustível. Para tanto, foi necessária a troca dos queimadores e dos sistemas de controle dos fornos, bem como a 

construção de uma conexão à rede de distribuição de gás natural, e a instalação de estações de compressão de gás. Com isto, foi possível 

reduzir as emissões associadas à queima de combustíveis. O desenvolvedor do projeto não estimou a receita proveniente da venda dos 

créditos de carbono, mas, assumindo-se um preço de 10 US$por tonelada de CO₂e reduzida, estima-se que essa receita possa alcançar o 

valor de US$4.303.500 ao ano, em 10 anos de creditação do projeto. Os demais detalhes do projeto estão expostos na Tabela 0-17. 

Tabela 0-17 – Exemplo: Substituição de Combustíveis Fósseis 

Custo do Investimento para a conversão – por fábrica 


Custo do Investimento para a conexão com a rede de gás natural – por fábrica 

Custo da Energia na Linha de Base 

Custo da Energia no Projeto 

Elevação dos custos de manutenção 

300.000 EGP 

52.174 US$ 

294.118 EGP 

51.151 US$ 

546.167 EGP/ano 

94.986 US$/ano 

412.033 EGP/ano 

71.658 US$ 

21.250 EGP/ano 

3.696 US$/ano 

Taxa de desconto 12 % 

VPL – Sem a receita dos CERs -160,659 EGP 

Já outro projeto, desenvolvido na Índia, por uma fabricante de borracha, exemplifica a viabilidade técnica de projetos de 

substituição de combustíveis fósseis por biomassa. Esse projeto consiste na substituição de combustíveis fósseis por briquetes de 

biomassa. O projeto de substituição foi implementado em uma planta de produção de borracha da Lanxess India Pvt Ltd (LIPL), 

Thane, Maharashtra, India. Para reduzir as emissões de GEE, o projeto da LIPL envolve a conversão de dois boilers que utilizam 

combustível fóssil (principalmente LSHS e óleo de fornalha) para boilers capazes de utilizar briquetes de biomassa com 

combustíveis para produzir vapor necessário para processos na planta química, a demanda média de vapor é de cerca de 140 

toneladas/dia. A geração de vapor pelo incinerador é de 33 toneladas/dia e 107 toneladas/dia é a geração de vapor da casa de 

boilers que consiste em 3 boilers. Esse projeto apresenta uma capacidade de redução de emissões de mais de 70 mil tCO₂e, o que 

se for adotado um valor de 10 US$/tCO₂e pode gerar uma receita de US$700 mil. 

Fontes: CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int. 

Existem diversas metodologias de MDL aplicáveis às iniciativas de redução de emissão de GEE gerada pela 

substituição de combustíveis na indústria. Enquanto que as metodologias ACM0009 e AM0049 são aplicáveis a 

projetos de substituição de combustíveis carbonointensivos – por exemplo, óleo combustível, diesel – por gás 

natural, a AM0036 se aplica a projetos de substituição de combustíveis fósseis para resíduos de biomassa, tais 

como resíduos florestais e da agroindústria. 

Há também metodologias mais abrangentes, tais como a AMS-III.B. que se aplica a projetos de substituição 

de combustíveis fósseis em geral. 

Troca de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Indústria 


A metodologia é aplicada para a determinação do potencial de redução desse projeto foi a ACM0009. Para 

o cálculo do potencial de substituição de combustíveis carbonointensivos por gás natural na indústria, por 

simplificação, por considerar exclusivamente a substituição do óleo combustível nas indústrias, salvo nos casos 

em que dados específicos de consumo de combustível fóssil tenham sido obtidos. Uma vez que o óleo 

combustível é tradicionalmente queimado em caldeiras, sua substituição apresenta poucas limitações técnicas. 

Além disso, esse combustível é largamente utilizado entre os diversos setores industriais, permitindo que 

a estimativa abrangesse a maioria deles. A exceção foi o setor de transformação de ferro-ligas, uma vez que tal 

setor não consome óleo combustível (BEN, 2010). Por outro lado, para alguns setores específicos, considerouse 

também a substituição de outros combustíveis fósseis. É o caso no setor de aço e do setor de mineração & 

pelotização. Com isso, os setores abordados no cálculo foram os seguintes:



� cimento; � ferro-gusa & aço; 

� mineração & pelotização; � química; 

� alumínio primário; � não ferrosos & outros metálicos; 

� têxtil; � alimentos & bebidas; 

� papel e celulose; e � cerâmica. 

Nesses setores, o cálculo do potencial partiu de todas as empresas/unidades produtivas levantadas, e foram 

excluídas aquelas que não tinham acessibilidade a um gasoduto. Foram consideradas como não possuindo 

acessibilidade ao gasoduto aquelas unidades localizadas em estados que não têm um gasoduto passando por seu 

território, de acordo com o Anuário da ANP (2010). 

O potencial de redução de emissões do projeto, foi calculado a partir dos parâmetros descritos nos itens a 

seguir e das fórmulas evidenciadas abaixo. 



BE *tCO₂e+ = Q OC [GJ] * FE OC *tCO₂e/GJ+ 


PE *tCO₂e+ = Q OC [GJ] * FE GN *tCO₂e/GJ+ 



Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de 

Cimento 

Tabela 0-19 – Parâmetros aplicados ao cálculo das oportunidades de Projetos Substituição de Combustíveis 

Carbonointensivos por Gás Natural no setor de cimento 


CEE CIMENTO Consumo Específico de Energia médio na Produção do cimento 3,36 GJ/t cimento 1, 4, 5 

%OC 

Consumo de óleo combustível no setor de cimento como proporção do 

consumo total de energia 

0,8 % 2 

PCI GN Poder Calorífico Inferior do Gás Natural 9.930,00 kcal/kg 2 

PCI GN Poder Calorífico Inferior do Gás Natural 41574,924 kJ/kg calculado 

PCI GN Poder Calorífico Inferior do Gás Natural 41,6 GJ/t calculado 

FE OC Fator de Emissão do Óleo Combustível 77,65 kgCO₂e/GJ 3 

FE GN Fator de Emissão do Gás Natural 56,15 kgCO₂e/GJ 3 

1 – EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2006". Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2006.pdf. 

2 – EPE/MME, "Balanço Energético Nacional 2010". Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf. Acesso em 28/10/2010. 

3 – Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program 


4 – SINDICATO NACIONAL DA INDÚSTRIA DO CIMENTO (SNIC). Site. Disponível em www.snic.org.br. 

5 – INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA). Tracking industrial energy efficiency and CO₂ emissions. Paris, 2007. 


A Tabela 0-20 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de cimento, com relação ao 

potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante 


Os resultados apresentados a seguir resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com 

base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após 


89

90 



Tabela 0-20 – Resultados do Projeto de Substituição de Óleo Combustível por Gás Natural no Setor de Cimento 


Fator de redução de emissão anual 0,001 tCO₂e/(t cimento x ano) 



Número de projetos* 68 fábricas 






** Não disponível 

Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de 

Ferro-Gusa 


Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de ferro-gusa 

CEE FERRO-GUSA 

%OC 

FU PI 


Consumo Específico de Energia médio na produção de Ferro-gusa e 

Aço 

Consumo de óleo combustível no setor de Ferro-gusa e Aço como 

proporção do consumo total de energia 

Fator de Utilização da Capacidade Instalada dos Produtores 

Independentes 

0,51 tep/ton 1 

0,80 % 3 

30,40 % 2 


PCI GN Poder Calorífico Inferior do Gás Natural 41.574,92 kJ/kg calculado 




- Fator de Conversão do de tep para J 41,87*10 9 J/tep 3 

- Fator de Conversão do de tep para GJ 41,87 GJ/tep calculado 

1 – Sindicato da Indústria de Ferro – SINDIFER. "Anuário 2007". Disponível em www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 10/10/2010. 

2 – Instituto Aço Brasil. "Anuário Estatístico 2010", p.1/7. Disponível emwww.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp. Acesso em 27/10/2010. 





A Tabela 0-22 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação ao 

potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante de 


Os resultados apresentados nesta tabela resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos 



Tabela 0-22 – Resultados para o Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural no Setor de Ferro-Gusa 


Fator de redução de emissão anual 3,61 tCO₂e/(10^3 t ferro-gusa x ano) 



Número de projetos* 

73 

+ 8 PoAs 







unidades



Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Produção 

de Aço 


Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Aço 






FE OD Fator de Emissão do Óleo Diesel 74,25 kgCO₂e/GJ 3 


CC CMM Conteúdo de Carbono do Carvão Mineral Metalúrgico 25,80 tC/TJ 3 

CC CMM Conteúdo de Carbono do Carvão Mineral Metalúrgico 0,0258 tC/GJ calculado 

CC CMA Conteúdo de Carbono do Carvão Mineral Antracito 26,80 tC/TJ 3 

CC CMA Conteúdo de Carbono do Carvão Mineral Antracito 0,0268 tC/GJ calculado 

CC CqP Conteúdo de Carbono do Coque Metalúrgico 29,50 tC/TJ 3 

CC CqP Conteúdo de Carbono do Coque Metalúrgico 0,0295 tC/GJ calculado 

CC CqP Conteúdo de Carbono do Coque de Petróleo 27,50 tC/TJ 3 

CC CqP Conteúdo de Carbono do Coque de Petróleo 0,0275 tC/GJ calculado 

1 – EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2010" United States Environmental Protection Agency (USEPA), 2001. Calculating CO₂ process emissions from Cement Production (Cementbased 

Methodology). 

2 – ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. Disponível em 

www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras-fonte.asp?codF=201&fonte=ABM%20Semin%C3%A1rio%20de%20balan%C3%A7o%20Energ%C3%A9ticos%20Globais%20e%20Utilidades,%2028. 

Acesso em 27/10/2010. 




A Tabela 0-24 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de aço, com relação ao 






Tabela 0-24 – Resultados para o Projetos de Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de 

Aço 


Fator de redução de emissão anual 1,093 tCO₂e/(t aço bruto x ano) 



Número de projetos* 9 empresas 

Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos 27.852.904 tCO₂e 

Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 2.506.761.340 US$ 





91

92 



Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de 

Mineração & Pelotização 


Carbonointensivos por Gás Natural no Setor de Mineração & Pelotização 


Produção total de minerais Soma da produção total de cada minério produzido 1.149.912.106,0 ton 1 

CEF Consumo Energético Final do Setor de Mineração e Pelotização 2.905.000,0 tep 2 

Qoc Consumo total de Óleo Combustível 572.000,0 tep 2 

Qod Consumo total de óleo Diesel 211.000,0 tep 2 

Qcm Consumo total de Carvão Mineral 690.000,0 tep 2 

Qco Consumo total de Coque de Petróleo 300.000,0 tep 2 

Fator tep/Mcal Conversão de tep para Mcal 10.000,0 Mcal/tep 2 

Fator cal/Joule Conversão de caloria para Joule 0,2 cal/Joule 2 





FEod Fator de Emissão do Óleo Diesel 74,0 kgCO₂e/GJ 3 

FEcm Fator de Emissão do Carvão Mineral 96,1 kgCO₂e/GJ 3 

FEco Fator de Emissão do Coque de Petróleo 97,5 kgCO₂e/GJ 3 


1 – DNPM. "Anuário Mineral Brasileiro de 2006". 

2 – EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2010". 




A Tabela 0-26 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de mineração & pelotização, 

com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem 

como o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto. 




Tabela 0-26 – Resultados para o Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural no Setor de Mineração e 

Pelotização 


Fator de redução de emissão anual 0,002 tCO₂e/(t minério x ano) 



Número de PoAs* 100 empresas 






** Não disponível.



Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural no Setor 

Químico 

Tabela 0-27 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Substituição de Combustíveis 

Carbonointensivos por Gás Natural no setor Químico 


CEE AMÔNIA Consumo Específico de Energia médio na produção de Amônia 28,26 GJ/t 3 

CEE ÁCIDO SULFÚRICO Consumo Específico de Energia médio na produção de Ácido Sulfúrico 0,14 GJ/t 3 

CEE CARBONATO DE SÓDIO Consumo Específico de Energia médio na produção de Carbonato de sódio 12 GJ/t 3 

CEE PVC Consumo Específico de Energia médio na produção de Cloreto de Polivinila 11,6 GJ/t 4 

CEE CLORO Consumo Específico de Energia médio na produção de Cloro 18,3 GJ/t 3 

CEE ETENO Consumo Específico de Energia médio na produção de Eteo 18,85 GJ/t 3 

CEE METANOL Consumo Específico de Energia médio na produção de Metanol 30 GJ/t 3 

CEE NITRATO DE AMÔNIO Consumo Específico de Energia médio na produção de Nitrato de amônio 0,93 GJ/t 3 

CEE POLIESTIRENO Consumo Específico de Energia médio na produção de Poliestireno 9,3 GJ/t 4 

CEE POLIETILENO Consumo Específico de Energia médio na produção de Polietileno 9,3 GJ/t 4 

CEE PROPILENO Consumo Específico de Energia médio na produção de Propileno 3,15 GJ/t 3 

CEE UREIA Consumo Específico de Energia médio na produção de Ureia 2,8 GJ/t 4 

%OC Consumo de óleo combustível no setor Químico 7 % 2 




2 – ABIQUIM. Anuário da Indústira Química Brasileira 2009. 

3 – HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010. 

4 – nternational Environmental Agency. Tracking ndustrial Energy Efficiency and CO₂ Emissions. nternational Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 321p. 




A Tabela 0-28 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor químico, com relação ao 






Tabela 0-28 – Resultados para o Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural no setor de Química 


Fator de redução de emissão anual 0,129 tCO₂e/(t químico x ano) 



Número de PoAs* 39 Empresas 




* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será 

divulgada como um anexo do presente estudo. 



Alumínio Primário 

93

94 




Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Alumínio Primário 


CEOC ALUMÍNIO Consumo Específico de óleo combustível na produção de Alumínio 23,67 GJ/t calculado 

CECq ALUMÍNIO Consumo Específico de Coque na produção de Alumínio 11,02 GJ/t calculado 

P alumínio Produção de Alumínio 1.661.110,00 t 1 

C OC Consumo de Óleo Combustível na produção de alumínio 931.200,00 t 3 

C OC Consumo de Óleo Combustível na produção de alumínio 39.318.875,19 GJ 3 

C Cq Consumo de Coque na produção de alumínio 599.200,00 t 3 

C Cq Consumo de Coque na produção de alumínio 18.313.733,09 GJ 3 

%OC Consumo de óleo combustível no setor de alumínio como proporção do consumo total de energia 5,2 % 3 


FE Cq Fator de Emissão do Coque 107,47 kgCO₂e/GJ 3 


1 – MCT. "Inventário Nacional 2010 Preliminar". Disponível em www.mct.gov.br. 



3 – MME. "Anuário Estatístico do Setor Metalúrgico – 2008". Disponível em www.mme.gov.br/sgm/menu/publicacoes.html. Acesso em 20/10/2010. 


A Tabela 0-30 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de alumínio primário, com relação 

ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante de 





Tabela 0-30 – Resultados para Projetos de Substituição de Óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Alumínio 

Primário 


Fator de redução de emissão anual 0,75 tCO₂e/(t alumínio x ano) 

Redução de Emissão anual 1,126.448 tCO₂e/ano 










Papel 


Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Papel 


CEE PAPEL & CELULOSE Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel e Celulose 0,416 tep/ton 3 

%OC Consumo de óleo combustível no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 5,2 % 3 





1 – BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf. 

A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, Votorantim 

Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A produção específica às demais empresas foi estimada. A estimativa 

de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização obtido a partir da média de utilização das empresas citadas anteriormente. 




4 – Default ICF&FIDES.




A Tabela 0-32 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de papel, com relação ao 



Os resultados apresentados, a seguir, resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com 



Tabela 0-32 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Papel 


Fator de redução de emissão anual 0,019 tCO₂e/(t papel x ano) 



Número de projetos* 122 plantas de produção 






**Não disponível. 

Potencial de redução de Emissões –- Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural na Produção 

de Celulose 


Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Celulose 








1 – BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf 





A Tabela 0-34 a seguir apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de celulose, com 

relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o 

montante de investimentos necessários à implementação desse projeto. 




95

96 



Tabela 0-34 – Resultados para Projetos de Substituição de Óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Celulose 


Fator de redução de emissão anual 18,87 tCO₂e/(10^3 t celulose x ano) 










Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis Carbonointensivos por Gás Natural – Análise 

Top-Down: Alimentos e Bebidas/Têxtil/Não ferrosos e Outros da Metalurgia 


Carbonointensivos por Gás Natural na nos Setores de Alimentos & Bebidas, Têxtil, de Não ferrosos e Outros da Metalurgia 


#CI Número de empresas de cerâmica identificadas 300 Empresas 6 

%CI 

Participação das Empresas de Cerâmica na produção nacional 

total 

50 % pressuposto 



TS OC-GN, A&B 

Taxa de Substituição do Óleo Combustível por Gás Natural no 

setor de Alimentos & Bebidas 

90,00 % 3 



Fontes: 

1 EPE/MME, "Balanço Energético Nacional 2010". Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf. Acesso em 28/10/2010. 



3 HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010. 

4 Default ICF&FIDES. 

5 MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009". Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/ 

Anuario_Estatistico_do_Setor_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010. 

6 ANICER. Listagem de Associados. Disponível em www.anicer.com.br/index.asp?pg=associados.asp&empresa=1&op=pesquisa. 

Notas: 

Por simplificação, assume-se que todas as indústrias têm acesso à rede de gás natural. 

Por simplificação, considera-se que o óleo combustível é integralmente substituído por gás natural. 

A eficiência foi considerada igual a 100% na LB e no projeto (gás natural) para ser conservador. 

Assume-se que a economia de energia obtida a partir da medida de eficiência implementada traduz-se na economia dos combustíveis fósseis consumidos na indústria, segundo a sua 

participação no setor. 

Assume-se também que as empresas identificadas representam 50% da produção e, logo, 50% d consumo de óleo combustível no setor. 


A Tabela 0-36 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para os setores abordados pela análise 

top-down – isto é, os setores de alimentos e bebidas; têxtil; não ferrosos e outros da metalurgia – com relação 

ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o 

montante de investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor. 






Tabela 0-36 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Gás Natural na Produção de Alimentos & 

Bebidas/Têxtil/Não ferrosos e Outros da Metalurgia 


Fator de redução de emissão anual – Alimentos e Bebidas 0,019 tCO₂e /(GJ Óleo Combustível x ano) 

Fator de redução de emissão anual – Têxtil 0,021 tCO₂e/(GJ Óleo Combustível x ano) 

Fator de redução de emissão anual- Não Ferrosos e outro metal. 0,021 tCO₂e /(GJ Óleo Combustível x ano) 

Fator de redução de emissão anual – Cerâmica 0,021 tCO₂e/(GJ Óleo Combustível x ano) 

Redução de Emissão anual – Alimentos e Bebidas 378.339 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão anual – Têxtil 95.417 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão anual – Não Ferrosos e outro metal. 888.461 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão anual – Cerâmica 2.898.525 tCO₂e/ano 


Número de projetos – Alimentos e Bebidas N/D** unidades 

Número de projetos – Têxtil N/D** unidades 

Número de projetos – Não Ferrosos e outros metais. N/D** unidades 

Número de projetos – Cerâmica 5.603 unidades 

Redução de Emissões média por projeto de Cerâmica- em 10 anos 517 tCO₂e 




foi será divulgada como um anexo do presente estudo. ** Não disponível. 


A principal barreira à substituição de combustíveis carbono intensivos por gás natural corresponde ao acesso da 

planta industrial à rede de distribuição de gás natural, pois a implementação desse tipo de projeto exige que a 

indústria esteja localizada próxima a uma tubulação de fornecimento de gás, para a garantir o acesso ao gás natural. 

Também devem ser ressaltados os altos investimentos requeridos para a adequação da planta. De forma geral, 

a substituição de combustível requer investimentos em mudanças dos processos por parte das indústrias, tais como: 

� conexão da planta à tubulação de fornecimento de gás; 

� instalação de tubulação interna (inclusive mão de obra, reguladores, bombas e equipamentos de 

segurança); e 

� conversões de equipamento de óleo para gás (incluindo mão de obra, tubos e conexões). 

Isso pode ser ilustrado por um projeto registrado de troca de combustível por gás natural, da Aços 

Vilares 50 , cuja soma de investimentos para mudança do processo totalizou aproximadamente R$5 milhões. 

Outra barreira relevante é a falta de garantia no fornecimento de gás natural para as indústrias. Isto 

porque, ao contrário do óleo combustível, que pode ser armazenado com facilidade, os desenvolvedores da 

atividade de projeto não têm a estrutura adequada para armazenamento de gás natural. O gás natural 

comercializado não é 100% extraído no Brasil – uma parte razoável é produzida na Bolívia, e quaisquer 

mudanças no instável cenário político boliviano poderiam afetar a distribuição de gás (um cenário semelhante 

ocorreu em Graneros, quando a Argentina reduziu a quantidade de gás para o Chile, cujas instalações voltaram 

a usar carvão mineral). 

O “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil – Uso de Combustíveis Fósseis no Setor ndustrial” (DE 

GOUVELLO et al., 2010), sugere algumas medidas podem ser tomadas de modo a reduzir algumas destas 

barreiras, tais como: 

� aceleração da construção de dutos de gás natural e de redes de distribuição nos estados com grandes 

polos industriais; 

� expansão de linhas de financiamento para a indústria como um todo, de forma a facilitar a introdução 

do gás natural; 

� continuação e promoção de investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), para estimular o 

mercado de gás natural, desenvolvendo novos produtos e equipamentos mais eficientes; e 

� suporte e financiamento para projetos relacionados a gás natural comprimido (GNC) e liquefeito (GNL). 

50 CDM/UNFCCC. Project “Aços Villares Natural gas fuel switch project”. 

Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/KZ4OTB9EO4LAPSC0VQVSUI5QLO6ZPO Acesso em 01/11/2010. 

97

98 

Troca de Combustíveis Fósseis por Biomassa 




A metodologia de cálculo aplicada na determinação do potencial de redução desse projeto foi a AMS-III.B. 

Para o cálculo do potencial de substituição de combustíveis fósseis por biomassa foram considerados somente 

aqueles setores que tradicionalmente utilizam biomassa: alimentos e bebidas e papel e celulose. Apesar de o 

setor de ferro-gusa e aço também ser um setor de uso tradicional de carvão vegetal, o projeto de troca de carvão 

mineral por carvão vegetal nesse setor est contemplada no capítulo de “Outros insumos para a nd stria”. sto 

porque, nesse caso, o carvão funciona como agente redutor, e não como combustível. Nos setores abordados, 

partiu-se do pressuposto que somente o óleo combustível seria substituído por biomassa, e que esse combustível 

seria totalmente substituído pela biomassa. 

Dentro dos setores de alimentos e bebidas e de papel e celulose, o cálculo do potencial considerou todas as 

empresas/unidades produtivas levantadas. O detalhamento das premissas adotadas para o levantamento desses 

sites potenciais em cada setor consta no início dessa seção. 

O cálculo de redução de emissões foi realizado seguindo a fórmula abaixo. 



BE *tCO₂e+ = Q OC [GJ] * FE OC *tCO₂e/GJ+ 


PE *tCO₂e+ = 0 

Ver notas. 



Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis por Biomassa na Produção de Papel 


Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de papel 




P BIOMASSA, P&C Produção de Biomassa no setor de Papel e Celulose (2005) 560,8 10 6 GJ 3 


Fator de Conversão de Energia - 41,87 GJ/tep 3 

1 – BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf. 

A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, Votorantim 

Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A produção específica às demais empresas foi estimada. A estimativa 

de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização obtido a partir da média de utilização das empresas citadas anteriormente. 




4 – Default ICF&FIDES. 

5 – UNFCCC. "INPA Fuel Switch Project". Disponível em http://cdm.unfccc.int/index.html. 


A Tabela 0-39 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de papel, com relação ao 








Tabela 0-39 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Biomassa na Produção de Papel 


Fator de redução de emissão anual 70,33 tCO₂e/(10 3 t papel x ano) 



Número de projetos* 122 planta de produção 






Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis por Biomassa na Produção de Celulose 


Carbonointensivos por Gás Natural na Produção de Celulose 




P BIOMASSA, P&C Produção de Biomassa no setor de Papel e Celulose (2005) 560,8 10 6 GJ 3 


Fator de Conversão de Energia - 41,87 GJ/tep 3 

Ci Custo unitário da implementação do projeto 6 US$/GJ de biomassa/ano 5 

A Tabela 0-41 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de celulose, com relação 

ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como o montante 





Tabela 0-41 – Resultados para Projetos de Substituição de óleo Combustível por Biomassa na Produção de Celulose 


Fator de redução de emissão anual 70,33 tCO₂e/(t celulose x ano) 



Número de projetos* 35 plantas prod. 






Potencial de redução de Emissões – Substituição de Combustíveis por Biomassa na Produção de Alimentos & 

Bebidas 

Tabela 0-42 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Substituição de Óleo Combustível por 

Biomassa no Setor de Alimentos e Bebidas 



P BIOMASSA, A&B Produção de Biomassa no setor de Alimentos & Bebidas (2005) 17.598,3 10 6 GJ 3 

Fator de Conversão de Energia - 41.870 GJ /103 tep 1 

Ci Custo unitário da implementação do projeto 6 US$/GJ de biomassa/ano 5 




3 – HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010. 

5 – UNFCCC. "INPA Fuel Switch Project". Disponível em http://cdm.unfccc.int/index.html. 

99

100 




A Tabela 0-43 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de Alimentos & Bebidas com 





extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. Vale destacar que a análise foi feita a partir de 

uma abordagem top-down. 

Tabela 0-43 – Resultados para Projetos de Substituição de Óleo Combustível por Biomassa no Setor de Alimentos e Bebidas 


Fator de redução de emissão anual 0,019 tCO₂e/(GJ Óleo Combustível x ano) 



Número de projetos N/D* unidades 




Com o clima favorável à abundante produção de biomassa, o Brasil é um dos países com o maior número 

de projetos de troca de combustíveis fósseis por biomassa já desenvolvidos até o momento. No entanto, há 

algumas barreiras significativas para aproveitamento do potencial latente de desenvolvimento desses projetos, 

dentre as quais se destacam as barreiras técnicas e de investimento. 

No que diz respeito às barreiras técnicas, as mais relevantes são os riscos associados a incertezas quanto à 

oferta e à qualidade da biomassa. A qualidade da biomassa tende a variar mais do que a do combustível fóssil, o 

que além de gerar insegurança, gera perda de rendimento e de eficiência no processo. Um Documento de 

Concepção do Projeto desenvolvido no Brasil 51 relata a necessidade de P&D para a adequação dos seus processos 

ao novo combustível, especialmente quanto ao controle de qualidade da biomassa. 

Outra barreira técnica apontada por alguns DCPs desenvolvidos no País consiste na eventual necessidade 

de infraestrutura para secagem de determinados tipos de biomassa (por exemplo, serragem) antes do seu uso 

como combustível. 

Quanto às barreiras de investimento, a principal é o custo permanente da logística de obtenção, 

transporte e armazenamento da biomassa. A cadeia de produção e entrega de combustível fóssil já funciona 

perfeitamente, ao passo que uma nova cadeia de distribuição de biomassa ainda deverá ser desenvolvida. Em 

outras palavras, enquanto o combustível fóssil é entregue por grandes e estabelecidas companhias de energia, 

as fontes de biomassa são muito menos profissionalizadas. 


A redução de demanda de energia pela planta através do aumento da eficiência de determinados processos 

representa uma segunda alternativa em termos de medidas de redução das emissões associadas ao consumo de 

combustíveis fósseis na indústria. Em linhas gerais, existem diversas alternativas tecnológicas visando ao aumento 

da eficiência de consumo do combustível, ou à redução de demanda de energia nos processos. De modo a 

esquematizar a análise adotou-se o agrupamento por tipos de medidas de eficiência proposta em Henriques Jr. 

(2010), conforme disposto a seguir. 

� Melhoria da Combustão: Sistemas de recuperação de calor. Novos processos. Recuperação de 

vapor.Recuperação de vapor de fornos. 

� Outras Medidas de Eficiência 

51 CDM/UNFCCC. “Fuel switch from fossil fuel to biomass residues project at MCOPA – Arauc ria”. Disponível em 

http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/FQWGK78IEJCHD695LRVM20S4OXNZY3. Acesso em 01/11/2010.



101 

Os cálculos de potencial, para fins de simplificação, não contemplou medidas de eficiência em “sistemas 

de recuperação de calor” nem “outras medidas de efici ncia”. A descrição das medidas remanescentes que 

foram abordadas e os resultados dos respectivos cálculos serão desenvolvidos nas subseções seguintes. 

O critério utilizado para a determinação dos setores abrangidos no cálculo do potencial foi a 

representatividade do setor no potencial de economia de energia de cada medida, obtido a partir da análise 

agregada realizada em Henriques Jr. (2010). Desse modo, foram incluídos no cálculo do potencial de cada tipo 

de medidas somente aqueles setores que representavam juntos 90% da economia de energia calculada para 

aquele tipo de medida. Adotando-se esse critério, portanto, os seguintes setores foram excluídos do cálculo de 

redução de emissões de GEEs para projetos de eficiência energética, por não atenderem a esse critério dentro 

de nenhum tipo de medida de eficiência: 

� não ferrosos e outros da metalurgia; 

� ferro-ligas; e 

� têxtil. 

Otimização da Queima de Combustíveis 

A eficiência da queima de um combustível em determinado equipamento depende basicamente de uma 

mistura eficiente de combustível/comburente. Existem hoje equipamentos industriais que garantem uma 

melhor eficiência na queima do combustível promovendo uma melhor mistura. No entanto, medidas mais 

simples podem ser tomadas, como a regulação do equipamento em que ocorre a queima. Isto, porque ainda é 

muito comum haver equipamentos operando com razões ar/combustível muito elevadas, ou com alto nível de 

fuligem (HENRIQUES JR., 2010). 


Nessa avaliação específica, verificou-se o potencial da melhoria da combustão através da introdução de 

uma emulsão óleo/água (oil/water emulsion, em inglês) em caldeiras que queimem óleo combustível. O 

cálculo, por sua vez, foi desenvolvido com base na metodologia AM0054 – Energy Efficiency improvement 

through oil/water emulsion technology incorporated into an oil-fired thermal and/or electricity power 

production facility. Essa tecnologia foi desenvolvida pela empresa Japonesa, BioEnergy, que também é uma das 

partes envolvidas no projeto de MDL que propôs a metodologia de grande escala avaliada. 

Com isso, para o cálculo assumiu-se que todo o consumo de óleo nas indústrias avaliadas é destinado 

exclusivamente às caldeiras. A economia total de energia foi, portanto, calculada sobre o consumo total de 

óleo combustível nas indústrias. Além disso, considerou-se que todas as empresas identificadas possuem 

caldeiras que funcionam a base de óleo combustível. 

Vale também destacar que no cálculo as emissões provenientes do consumo de energia para a 

implementação do projeto foram consideradas negligenciáveis, bem como à oxidação do combustível na ausência 

da atividade de projeto. Portanto, tais emissões não foram contabilizadas. 

Conforme apontado no início dessa subseção, em cada tipologia de medidas de eficiência energética, o 

potencial foi calculado somente para determinados setores mais representativos. Para o cálculo da melhoria da 

combustão os setores abordados foram os seguintes: 

� papel & celulose; 

� químico; 

� ferro-gusa & aço; 

� cerâmica; e 

� alimentos e bebidas.

102 



Dentro desses setores, o cálculo do potencial considerou todas as empresas/unidades produtivas levantadas. 

O detalhamento das premissas adotadas para o levantamento desses sites potenciais em cada setor consta no 

início dessa seção. 

A estimativa do potencial de redução de emissão de GEEs em cada setor foi feita utilizando-se a fórmula 

exposta a seguir. 

Tabela 0-44 – Cálculo do Potencial 


Econ OC [GJ] = Q OC [GJ] * (%MC) 

RE *tCO₂+ = EconOC *GJ+ * FEOC *tCO₂e/GJ+ 

Os parâmetros aplicados ao cálculo do potencial desse projeto dentro de cada setor industrial, e os 

respectivos resultados são destacados abaixo, nos itens a seguir. 

Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Papel 

Tabela 0-45 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização da Queima de Óleo 

Combustível na Caldeira na Produção de Papel 


CEE PAPEL & CELULOSE Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel & Celulose 0,416 tep/ton 3 

%MC Redução do consumo de energia a partir da melhoria da combustão no setor de papel & celulose 3 % 3 

%OC Consumo de óleo combustível no setor Papel & Celulose como proporção do consumo total de energia 5,2 % 3 


Q OC Quantidade Consumida de óleo Combustível – Total 204.228 tep calculado 

Econ OC Quantidade de óleo Combustível Economizada – Total 6.127 tep calculado 



Fontes: 

1 BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf. 




4 MCT. "Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Anexo I: Abordagem Bottom-up". Disponível em 

www.mct.gov.br/index.php/content/view /321034.html. 


A Tabela 0-46 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de papel com relação ao 


investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor. 

Os resultados apresentados nesta tabela resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com 

base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após extensa 

pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. 

Tabela 0-46 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Papel 


Fator de redução de emissão anual 2,11 tCO₂e/(10 3 ton papel x ano) 












Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Celulose 


Combustível na Caldeira na Produção de Celulose 



%MC Redução do consumo de energia a partir da melhoria da combustão no setor de papel e celulose 3 % 3 






103 


Fontes: 





4 Default ICF&Fides 

5 MCT. "Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Anexo I: Abordagem Bottom-up". 

Disponível em www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html. 

6 MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009". 

Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/ Anuario_Estatistico_do_Setor_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010. 

7 Companhia de Gás de São Paulo – Comgás. 


Notas: 

Assume-se que a economia de energia obtida a partir da medida de eficiência implementada traduz-se na economia dos combustíveis fósseis consumidos na indústria, segundo a sua 

participação no setor. 

A condição de aplicabilidade desse projeto específico é que a empresa consuma óleo combustível em caldeira. No entanto, em função da ausência de dados desagregados a respeito do 

consumo de combustíveis nas empresas de cerâmica, assume-se que todas as empresas de cerâmica identificadas ao longo do presente estudo consomem óleo combustível em 

caldeiras. Isto é, parte-se do pressuposto que todas as 1.300 empresas de cerâmica apontadas são aplicáveis ao projeto. Vale lembrar que o número de empresas identificadas de forma 

alguma esgota o potencial do setor, mas somente indica uma parcela dos sites que podem via a ser aplicáveis ao projeto. 

Assume-se também que as empresas identificadas representam 50% da produção e, logo, 50% d consumo de óleo combustível no setor. 


A Tabela 0-48 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de celulose com relação 

ao potencial de redução de emissões de GEEs e potencial receita com a venda de CERs. 




Tabela 0-48 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Celulose 


Fator de redução de emissão anual 2,11 tCO₂e/(10 3 ton celulose x ano) 










104 



Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão no Setor Químico 

Tabela 0-49 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das OPORTUNIDADES de Projetos de Otimização da Queima de óleo 

Combustível na Caldeira no Setor Químico 







CEE ETENO Consumo Específico de Energia médio na produção de Eteno 18,85 GJ/t 3 







%MC Redução do consumo de energia a partir da melhoria da combustão no setor químico 3 % 3 

%OC Consumo de óleo combustível *no setor Químico como proporção do consumo total de energia 7 % 1 


Q OC Quantidade Consumida de óleo Combustível – Total 10.705.637 GJ calculado 

Econ OC Quantidade de óleo Combustível Economizada – Total 321.169 GJ calculado 

Fontes: 


2 ABIQUIM. Anuário da Indústria Química Brasileira 2009. 


4 nternational Environmental Agency. Tracking ndustrial Energy Efficiency and CO₂ Emissions. International Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 321p. 




A Tabela 0-50 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produção de químicos 

com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem 

como o montante de investimentos necessários à implementação do projeto. 




Tabela 0-50 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de OC na Caldeira no Setor de Químicos 


Fator de redução de emissão anual 1,40 tCO₂e/(10 3 ton químico x ano) 












Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Ferro-gusa 


Combustível na Caldeira na Produção de Ferro-gusa 


CEE FERRO-GUSA Consumo Específico de Energia médio na produção de Ferro-gusa e Aço 0,514 tep/ton 1 

%MC Economia de energia em obtida a partir da Melhoria da Combustão no setor de Ferro-gusa e Aço 3 % 6 

%OC Consumo de óleo combustível no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 0,8 % 3 

CN PI Capacidade de Nominal de produção dos Produtores Independentes 14.058 10 3 t/ano 1 

Q PI Produção dos Produtores Independentes em 2009 4.273 10 3 t 2 

FU PI Fator de Utilização da Capacidade Instalada dos Produtores Independentes 30,40 % calculado 





105 


Fontes: 

1 Sindicato da Indústria de Ferro – SINDIFER. "Anuário 2007". Disponível em www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 10/10/2010. 

2 Instituto Aço Brasil. "Anuário Estatístico 2010", p.1/7. Disponível emwww.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp. Acesso em 27/10/2010. 





www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html. 



A Tabela 0-52 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação ao 






Tabela 0-52 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Ferro- 

Gusa 


Fator de redução de emissão anual 0,40 tCO₂e/(10 3 ton ferro-gusa x ano) 




79 

+ 8 PoAs 


unidades 

Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 50.407 US$/ano 



A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha 



106 



Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão na Produção de Aço 


Combustível na Caldeira na Produção de Aço 


%MC Economia de Energia em função da Melhoria da combustão 3 % 4 












Q OC Quantidade Consumida de óleo Combustível – Total 421.497 GJ 2 



A Tabela 0-54 , apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de aço bruto, com 



Os resultados apresentados resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com base nas 

metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas após extensa 

pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. 

Tabela 0-54 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de Aço 

Bruto 


Fator de redução de emissão anual 0,117 tCO₂e/(10 3 t aço bruto x ano) 

Redução de Emissão anual 982 tCO₂e/ano 




Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 982.00 US$ 


*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será 





Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão no Setor de Cerâmica 


Combustível na Caldeira no Setor de Cerâmica 


#CI Número de empresas de cerâmica identificadas 300 Empresas 4 

%CI Participação da empresas identificadas na produção nacional total 50 % pressuposto 



%MC Economia de Energia em função da Melhoria da combustão no setor de Cerâmica 3 % 3 

- Fator de Conversão do de tep para J 41870,00 J/tep 3 

Fator de Conversão do de tep para GJ 41,87 GJ/tep calculado 



107 

Fontes: 







A Tabela 0-56 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de cerâmica, com relação 






Tabela 0-56 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira na Produção de 

Cerâmica 


Fator de redução de emissão anual – Cerâmica Vermelha 2,33 tCO₂e/(10 3 GJ óleo combustível x ano) 



Número de PoAs 300 Empresas 


Custo do Investimento N/D* US$ 

* Não disponível. 

Potencial de Redução de Emissões – Melhoria de Combustão no Setor de Alimentos & Bebidas 


Combustível na Caldeira no Setor de Alimento & Bebidas 




%MC Economia de Energia em função da Melhoria da combustão no setor de Alimentos & Bebidas 2 % 3 

- Fator de Conversão do de tep para J 41870,00 J/tep 3 




Fontes: 




3 HENRIQUES JR, Maurício F. "Potencial de Redução de Emissão de Gases Efeito Estufa pelo Uso de Energia no Setor Industrial Brasileiro". PPE/UFRJ, 2010.

108 



A Tabela 0-58 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de alimentos & bebidas, com 






Tabela 0-58 – Resultados para Projetos de Otimização da Queima de Óleo Combustível na Caldeira no Setor de Alimentos & 

Bebidas 


Fator de redução de emissão anual 1,55 tCO₂e/(10 3 GJ óleo combustível x ano) 





*Não disponível. 


No âmbito do MDL, não há projetos de eficiência energética envolvendo melhoria de combustão 

desenvolvido Brasil e no resto do mundo até o momento. 

Deve ser ressaltado que barreiras específicas para a implementação desse tipo de projeto, no entanto, não 

foram identificadas. Pelo contrário, segundo Henriques Jr. (2010), esse corresponde a um tipo de projeto com baixo 

custo e de simples implementação, uma vez que a melhoria da combustão em processos industriais pode ser obtida 

a partir de medidas simples, tais como a regulagem correta da relação ar/combustível nos equipamentos de 

combustão, ou o aumento da superfície de contato dos combustíveis sólidos, que podem ser obtidas com a simples 

utilização desses combustíveis na forma de briquetes, chips ou pulverizados. 

Otimização de Sistemas de Vapor 

A otimização do uso do vapor na indústria consiste no reaproveitamento da energia contida no vapor após 

seu uso em determinado processo, seja para geração de eletricidade (formando-se, assim, um sistema de 

cogeração), seja para aquecimento direto ou outros usos térmicos.



DESENVOLVIMENTO DE PROJETO DE OTIMIZAÇÃO DE VAPOR 

109 

Na cidade de Ahmebadad, na Índia foi desenvolvido um projeto de otimização de vapor em uma grande companhia de fabricação de 

alimentos de milho. O projeto visa à redução da demanda de energia para a geração de vapor e na sua distribuição na planta de 

produção de amido. Para o aumento de eficiência no processo de geração de calor, foram instalados sistemas de monitoramento da 

eficiência da geração de vapor, de recuperação de calor e de recuperação de condensado. Por sua vez, para o aumento da eficiência 

na distribuição de vapor, foram instalados por sua vez, armadilhas de vapor, compressores de vapor de baixa pressão, separadores 

de umidade, dentre outros equipamentos. 

Os retornos desse projeto (economia de combustível, redução de emissão, receita com a venda de CERs etc.) dispostos abaixo 

demonstram a atratividade que esse projeto pode apresentar a partir da venda dos créditos de carbono gerados. 

Apesar do proponente do projeto não ter desenvolvido uma análise financeira do projeto, é possível estimar a receita advinda das 

vendas dos créditos e a economia associada à redução de consumo de combustível, e compará-las ao investimento total. Assumindose 

que o preço dos créditos de carbono seja 10 US$por tonelada de CO₂e, a receita estimada chega a US$960.980 

Tabela 0-59 – Exemplo: Otimização de Vapor 


Razão Vapor/Combustível – Linha de Base 1.635 tVapor/tCarvão 

Razão Vapor/Combustível – Projeto 4.958 tVapor/tCarvão 

Carvão total economizado 5251,91 t/ano 

Preço do carvão 1 41,5 US$ 

Economia do projeto – compra de carvão 217.954 US$/ano 

Preço do carbono Euro/tCO₂e 

Redução total 9.610 tCO₂/ano 

Anos de Creditação 10 anos 

Receia dos créditos 10 US$/ano 

Receita total com os créditos (10 anos) 960.980 US$ 

Investimento Histórico em projetos de Eficiência Energética (Benchmark) 

Investimento no atual projeto de Otimização de vapor 

Custo anual de O&M 

3 10^6 INR 

69.106 US$ 

30 10^6 INR 

691.062 US$ 

15 10^6 INR 

345.531 US$ 

Fontes: 

1 Dado referente a "Steam Coal Price for Industry" para a Índia em 2008. Extraído de Environmental International Agency. Disponível em 

www.eia.doe.gov/emeu/international/stmforind.html. Acesso em 3/12/2010.. 

2 CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int. 


No cálculo do potencial de replicação desse projeto no Brasil baseou-se na metodologia AM0018 – Steam 

optimization systems, aplicável a diferentes medidas de otimização de sistemas de vapor. 

Nesse projeto, foram abordados os seguintes setores, que juntos representam cerca de 90% do potencial 

de economia de energia dessa medida: 


� químico; e 

� alimentos & bebidas. 




Na avaliação das oportunidades setoriais de redução de emissão a partir da adoção de medidas de 

Otimização em Sistemas de Vapor, procedeu-se com a aplicação das seguintes fórmulas para o cálculo das 

reduções de emissão.

110 

Tabela 0-60 – Cálculo do Potencial 


EEcon [GJ] = Q ENERGIA [GJ] * (%OV) 

Q CF [GJ] = EEcon [GJ] * (%CF) 

RE *tCO₂e+ = Σ(QCF *GJ+ * FECF *tCO₂e/GJ+) 



O cálculo do potencial por setor da indústria dependeu de uma série de parâmetros, específicos para cada 

setor. Os valores desses parâmetros e os resultados finais do cálculo setorial estão listados nas tabelas abaixo, 

nos itens a seguir. 

Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Papel 

Tabela 0-61 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na 

Produção de Papel 



CEE PAPEL & CELULOSE Consumo Térmico* Específico na produção de Papel e Celulose 0,35 tep/ton calculado 

%EE Consumo de energia elétrica no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 16,52 % 3 

%OV Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor de papel e celulose 6 % 6 


%CVp Consumo de carvão vapor no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 0,9 % 3 

%GN Consumo de gás natural no setor Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 6,4 % 3 

FE CV Fator de Emissão do Carvão Vapor 25,8 tC/TJ 5 

FE CV Fator de Emissão do Carvão Vapor 94,6 tCO₂e/TJ calculado 

FE CV Fator de Emissão do Carvão Vapor 94,6 kgCO₂e/GJ calculado 



- Fator de Conversão do de tep para J 41.870.000.000,00 J/tep 3 

Fontes: 


1 BRACELPA. "Relatório Anual 2008/2009". Disponível em www.bracelpa.org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf 

2 *A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, 

Votorantim Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A produção específica às demais empresas foi 

estimada. A estimativa de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização obtido a partir da média de utilização das empresas citadas 

anteriormente. 





www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html 





investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor. 






Tabela 0-62 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Papel 





Número de projetos* 122 Plantas de produção 




111 




Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Celulose 

Tabela 0-63 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na 

Produção de Celulose 


CEE PAPEL & CELULOSE Consumo Específico de Energia médio na produção de Papel e Celulose 0,416 tep/ton papel e celulose 3 



%OV Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor de papel e celulose 6 % 6 











Fontes: 


2 *A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, 












ao potencial de redução de emissões de GEEs e a potencial receita com a venda de CERs. 




Tabela 0-64 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor na Produção de Celulose 


Fator de redução de emissão anual 7,40 tCO₂/(10 3 ton celulose x ano) 



Número de projetos* 35 plantas de prod. 







112 



Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor no Setor Químico 

Tabela 0-65 – Parâmetros aplicados ao cálculo das oportunidades de Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor no Setor 

Químico 














%EE 

Consumo de Energia Elétrica no setor químico como proporção do consumo total de energia 

(exceto para cloro, um eletroquímico) 

10 % 

%EE Consumo de Específico de Energia Elétrica na produção do cloro 50 % 

Premissa embasada em 

consulta a especialista do setor 

Premissa embasada em 

consulta a especialista do setor 

%OV Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor químico 3 % 3 

%OC Consumo de óleo combustível no setor químico como proporção do consumo total de energia 7 % 1 

%CVp Consumo de carvão vapor no setor químico como proporção do consumo total de energia 1 % 1 

%GN Consumo de gás natural no setor químico como proporção do consumo total de energia 26 % 1 






Fontes: 


2 ABIQUIM. Anuário da Indústira Química Brasileira 2009. 








A Tabela 0-66 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produtos químicos com 






Tabela 0-66 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor no Setor de Químicos 







Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 8.094.980 US$/ano 







Potencial de Redução de Emissões – Otimização em Sistemas de Vapor no setor de Alimentos & Bebidas 

113 

Tabela 0-67 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Otimização e Sistemas de Vapor no Setor 

de Alimentos & Bebidas 








FE GLP Fator de Emissão do Gás Liquefeito de Petróleo 17,20 tC/TJ 5 

FE GLP Fator de Emissão do Gás Liquefeito de Petróleo 63,07 kgCO₂e/GJ calculado 

FE OUTROS Fator de Outros Produtos de Petróleo 73,3 kgCO₂e/GJ 2 

%OV Economia de energia em obtida a partir da otimização do vapor no setor de alimentos & bebidas 3 % 3 



Fontes: 








A Tabela 0-68 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de alimentos e bebidas, com 

relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, potencial de 

contribuição à matriz energética nacional, bem como o montante de investimentos necessários à 

implementação desse projeto. 




Tabela 0-68 – Resultados para Projetos de Otimização em Sistemas de Vapor no Setor de Alimentos & Bebidas 









De maneira geral, projetos de eficiência energética em sistemas de vapor, especialmente de cogeração, 

têm custos de implantação elevados. Segundo Henriques Jr. (2010), no caso da cogeração com biomassa 52 , a 

justificativa reside nas elevadas taxas cobradas pelas concessionárias para a medição de energia, problemas 

técnicos de interconexão à rede, lentidão nos processos de liberação de financiamentos pelo BNDES, 

indisponibilidade de equipamentos nacionais, entre outros fatores. Ademais, problemas estruturais, como a 

sazonalidade da produção de alguns empreendimentos que geram resíduos de biomassa (por exemplo, canade-açúcar) 

podem resultar em retração na oferta de biomassa, afetando, assim a viabilidade econômica do 

sistema de cogeração. 

52 Henriques Jr. (2010) destaca que, em termos de redução de emissão de GEEs, os projetos de cogeração em unidades que comprariam eletricidade da rede 

interligada somente valem à pena quando o equipamento de cogeração com biomassa é acionado. Isto porque como, no Brasil, a rede interligada de 

eletricidade é notadamente limpa, a substituição da eletricidade comprada da rede pela obtida da cogeração somente resultará em reduções de emissões de 

GEEs quando o combustível utilizado apresentar um baixo fator de emissão. Esse é o caso da biomassa, que é um combustível que usualmente apresenta 

emissão zero (exceção às plantações dedicadas, caso em que são contabilizadas as emissões provenientes de consumo de combustível fóssil em de tratores, 

de fertilizantes e outros químicos necessários).

114 



Os projetos de MDL desse tipo já desenvolvidos no Brasil apontaram diversas barreiras em seus DCPs, 

dentre as quais destacam-se as de investimento, tecnológicas e de prática comum. 

Em relação às barreiras de investimento, investimentos em eficiência energética encontram maiores 

dificuldades na obtenção de financiamento, até mesmo quando a estimativa de custo desse investimento é 

menor do que o custo associado ao uso de novas fontes de energia. Isso porque a falta de conhecimento sobre o 

mercado de eficiência energética leva os agentes de financiamento a crerem que se trata de um segmento de 

alto risco. Concomitantemente, a falta de um mercado de crédito de longo prazo também provoca um impacto 

negativo no desenvolvimento desses projetos no Brasil. 

Um exemplo concreto do elevado capital requerido para esse tipo de projeto é o Documento de 

Concepção de Projeto (DCP) Energy efficiency for steam generation at Nitro Química – São Miguel Paulista. 

Segundo esse DCP, para a implementação dessa iniciativa no ano de 2004, foram necessários mais de R$7 

milhões. Contudo, o mais relevante é que essa quantia foi alocada num setor que não é negócio usual da 

empresa, sendo financiada com capital próprio, sem nenhum financiamento externo. 

Ainda em termos de investimento, apesar de o câmbio ter se mantido estável desde 2005, como a maior 

parte dos equipamentos é importada, desvalorizações cambiais significativas podem impactar negativamente na 

implementação desses projetos. 

No que concerne às barreiras tecnológicas, as incertezas são grandes: o sistema pode não funcionar como 

esperado, seus custos de manutenção podem ser mais altos, entre outros inúmeros fatores. Nesse sentido, as 

barreiras tecnológicas referem-se às mudanças que a implementação do sistema demanda e ao 

desconhecimento dos novos processos. O fator inovação acarreta ainda diversos riscos e gastos extras, dentre 

os quais destacam-se a eventual necessidade de contratação de técnicos de outros países para o 

desenvolvimento e garantia de segurança dos novos sistemas de vapor industriais – qualquer erro na instalação 

e operação desses sistemas envolve alto risco de danos aos equipamentos e, principalmente, aos funcionários. 

Outras barreiras também podem ser apontadas: o aumento de eficiência nos sistemas de vapor não é 

prática comum; existência de exigências regulatórias e políticas que não impulsionam à implementação desse 

tipo de projeto; falta de incentivos econômico-financeiros para a eficiência energética. Dessa forma, as poucas 

iniciativas existentes são: 

Recuperação de Vapor em Fornos 

Em processos que demandam altas temperaturas, o aproveitamento dos gases de exaustão para 

aquecimento direto – por exemplo, para preaquecimento dos gases de combustão, de cargas ou de fluidos de 

processo, para secagem de materiais – ou para geração de vapor, consiste em uma interessante alternativa 

para a redução do consumo de combustíveis nos processos em que os gases são aproveitados.



PROJETO DE RECUPERAÇÃO DE CALOR – CHINA 

Um projeto de recuperação de calor recentemente desenvolvido em diferentes distritos da China exemplifica a atratividade 

do desenvolvimento de projetos de recuperação de calor em fornos no setor de cerâmica. O projeto inclui não somente a 

recuperação de calor em fornos, como também a implementação de novos processos mais eficientes para geração de calor. 

Na fase relativa à recuperação de calor, são instalados recuperadores e sistemas de transporte de calor em 10 alto-fornos da 

empresa, distribuídos entre de suas 3 filiais. Os benefícios resultantes da implementação do projeto estão dispostos na 

tabela abaixo 

Tabela 0-69 – Exemplo: Recuperação de Calor 


Custo do Investimento 5.624,4 10^4RMB 

Calor Residual Recuperado – Total líquido na filial de Xige 113.354 GJ/ano 

Calor Residual Recuperado –Total líquido na filial de Daxinzhuang 79.639 GJ/ano 

Calor Residual Recuperado – Total líquido na filial de Nanpu 192.230 GJ/ano 

Total de calor recuperado 385.223 GJ/ano 

Carvão total economizado 37700 t/ano 

Economia do projeto – compra de carvão 1.868,89 10^4RMB/ano 

Preço do carbono 8 Euro/tCO₂e 

Anos de Creditação 10 anos 


Receita dos créditos 505.728 Euros/ano 

Receita total com os créditos (10 anos) 5.057.280 Euros 


TIR – Com a receita dos CERs 13,59 % 

Benchmark 12 % 

Fonte: CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int. 

115 


O cálculo do potencial de aplicação desses projetos no Brasil baseou-se nas metodologias de MDL de 

grande e pequena escalas, respectivamente – a ACM0012 e a AMS-II.I –, e considerou os seguintes setores 

industriais: 

� químico; 

� ferro-gusa e aço; 

� cimento; 

� mineração & pelotização; e 

� cerâmica. 

Apesar de também existir uma metodologia específica para o setor de cimento – isto é, a AM0024 – essa 

não foi diretamente aplicada para esse setor, de modo que os cálculos para o setor de cimento partiram das 

mesmas premissas e fórmulas que nos demais setores. 

Dentro dos setores selecionados para a análise, o cálculo do potencial considerou todas as 

empresas/unidades produtivas levantadas. O detalhamento das premissas adotadas para o levantamento desses 

sites potenciais em cada setor consta no início dessa seção. 

Para aqueles setores em que foi possível obter diretamente o consumo de combustíveis, o cálculo 

baseou-se na seguinte fórmula: 

Tabela 0-70 – Cálculo de Redução de Emissões (A) 


Econ CFi [GJ] = Q CFi * (%RCF) 

RE *tCO₂e+ = Σ(Econ CFi [GJ] * FE CFi *tCO₂e/GJ+)

116 



Por outro lado, naqueles casos em que o consumo de combustível teve que ser estimado, a seguinte 

fórmula foi aplicada: 

Tabela 0-71 – Cálculo de Redução de Emissões (B) 


EEcon RCF [GJ] = Q ENERGIA [GJ] * (%RCF) 

Econ CFi [GJ] = EEcon RCF [GJ] * (%CFi) 

RE *tCO₂e+ = Σ(Econ CF [GJ] * FE CFI *tCO₂e/GJ+) 

Para cada um dos setores, o cálculo demandou a aplicação de parâmetros específicos aos mesmos. A 

listagem dos parâmetros e dos resultados referentes a cada setor industrial serão dispostos a seguir, nos itens 

a seguir. 

Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor Químico 

Tabela 0-72 – Parâmetros aplicados ao cálculo das oportunidades de Projetos Recuperação de Calor em Fornos no Setor 

Químico 













CEEUREIA Consumo Específico de Energia médio na produção de Ureia 2,8 GJ/t 4 

%EE 

Consumo de Energia Elétrica no setor Químico como proporção do consumo total de energia 

(exceto para cloro, um eletroquímico) 

10 % Valor assumido 

%EE Consumo de Específico de Energia Elétrica na produção do cloro 50 % Valor assumido 

%RCF Economia de energia obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor químico 6 % 3 









Econ COMBUSTÍVEL Economia de Consumo de Combustível em função da introdução de novos processos - - calculado 

Q COMUSTÍVEL Consumo de Combustíveis na Indústria, anteriormente à implementação do projeto - - calculado 

Econ CFi Economia do Combustível Fóssil i - - calculado 

Fontes: 










A Tabela 0-73 a seguir apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produção de 

produtos químicos com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda 

de CERs, bem como o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto no setor. 






Tabela 0-73 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor Químico 









117 




Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos na Produção de Ferro-Gusa 

Tabela 0-74 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Recuperação de Calor em Fornos na 

Produção de Ferro-Gusa 



CEE FERRO-GUSA Consumo Específico Combustíveis fósseis na produção de Ferro-gusa e Aço 0,466 tep/ton calculado 

%EE Consumo de energia elétrica no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 9,380 % 3 

%RCF Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de ferro-gusa e aço 7 % 6 


%GN Consumo de gás natural no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 6,4 % 3 

%GC Consumo de gás de coqueria no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 7,4 % 3 

%CqCM 

Consumo de coque de carvão mineral no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de 

energia 

36,4 % 3 




PCI GN Poder Calorífico Inferior do Gás Natural 9930,00 kcal/kg 2 





FE GC Fator de Emissão do Gás de Coqueria 11,70 tC/TJ 5 

FE GC Fator de Emissão do Gás de Coqueria 42,90 kgCO₂/GJ 5 

FE CqCM Fator de Emissão do Coque de Carvão Mineral 29,50 tC/TJ 5 

FE CqCM Fator de Emissão do Coque de Carvão Mineral 108,17 kgCO₂/GJ 5 





Econ CFi Economia do Combustível Fóssil I - - calculado 

Fontes: 









118 




A Tabela 0-75 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação 






Tabela 0-75 – Resultados para Projetos Introdução de Novos Processos na Produção de Ferro-Gusa 


Fator de redução de emissão anual 75,11 tCO₂e/(10 3 ton ferro-gusa x ano) 



Número de projetos* 73 + 8 PoAs unidades 







Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos na Produção de Aço 

Tabela 0-76 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Recuperação de Calor em Fornos na 

Produção de Aço 

%RCF 


Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos 

no setor de ferro-gusa e aço 

7 % 4 




FE Al Fator de Emissão do Alcatrão 25,80 tC/TJ 6 

FE Al Fator de Emissão do Alcatrão 94,60 kgCO₂e/GJ calculado 

FE GCO Fator de Emissão do Gás de Coqueria 11,70 tC/TJ 6 

FE GCO Fator de Emissão do Gás de Coqueria 42,90 kgCO₂e/GJ calculado 

FE GAF Fator de Emissão do Gás de Alto forno 260,00 kgCO₂/GJ 3 

FE GAC Fator de Emissão do Gás de Aciaria 82,00 kgCO₂/GJ 3 

FE ODA Fator de Emissão do óleo Diesel Aditivado 74,25 kgCO₂e/GJ pressuposto igual ao do óleo diesel 



FE BTE Fator de Emissão do óleo Combustível de Baixo Teor de Enxofre 77,65 kgCO₂e/GJ 3 









Econ CFi 

Economia de Consumo do Combustível Fóssil i em função da introdução de 

novos processos 

– - calculado 

QCFi Fontes: 

Consumo do Combustível Fóssil i na Indústria, anteriormente à 

implementação do projeto 



2 ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. Disponível em 

www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras-fonte.asp?codF=201&fonte=ABM%20Semin%C3%A1rio%20de%20balan%C3%A7o%20Energ%C3%A9ticos%20Globais% 

20e%20Utilidades,%2028. Acesso em 27/10/2010. 





www.mct.gov.br/index.php/content/view/321034.html.




119 

A Tabela 0-77 a seguir apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de aço bruto, com 






Tabela 0-77 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Aço Bruto 


Fator de redução de emissão anual 268 tCO₂e/(10 3 t aço bruto x ano) 



Número de PoAs* 9 unidades 




* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será divulgada 

como um anexo do presente estudo. 


Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cimento 

Tabela 0-78 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos Recuperação de Calor em Fornos no Setor de 

Cimento 


CEE CIMENTO Consumo Específico de Energia médio na Produção do cimento 0,071 tep/t cimento 



CEE CIMENTO Consumo Específico de Energia médio na Produção do cimento 2,97 GJ/t cimento 1 

CEC CIMENTO Consumo Específico de Combustível na Produção de Cimento 2,64 GJ/t cimento calculado 

%EE Consumo de Eletricidade no setor de Cimento como parcela do consumo energético total 11,10 % 1 

%RCF Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de cimento 7 % 3 

%OC Consumo de óleo combustível no setor de cimento como proporção do consumo total de energia 0,8 % 1 

%CM Consumo de carvão mineral no setor de cimento como proporção do consumo total de energia 1,5 % 1 

%CqP Consumo de óleo combustível no setor de cimento como proporção do consumo total de energia 74,5 % 1 





FE CqP Fator de Emissão do Coque de Petróleo 97,50 kgCO₂e/GJ 2 

FE CM Fator de Emissão do Carvão Mineral (sub-betuminoso) 96,10 kgCO₂e/GJ 2 




Fontes: 





4 Default ICF&Fides 



6 MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009". Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/Anuario_Estatistico_do_Setor 

_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010. 



A Tabela 0-79 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de cimento com relação ao 






120 



Tabela 0-79 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cimento 


Fator de redução de emissão anual 13,82 tCO₂/(10 3 ton cimento x ano) 



Número de projetos* 68 fábricas 




* A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será 



Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Mineração & Pelotização 


Mineração e Pelotização 


Produção total de minerais Soma da produção total de cada minério produzido 1.149.912.106,0 ton 1 

CEF Consumo Energético Final do Setor de Mineração e Pelotização 2.905.000,0 tep 2 

Qoc Consumo total de Óleo Combustível 572.000,0 tep 2 

Qod Consumo total de óleo Diesel 211.000,0 tep 2 

Qcm Consumo total de Carvão Mineral 690.000,0 tep 2 

Qco Consumo total de Coque de Petróleo 300.000,0 tep 2 

Qgn Consumo total de Gás Natural 239.000,0 tep 2 

Fator tep/Mcal Conversão de tep para Mcal 10.000,0 Mcal/tep 2 

Fator cal/Joule Conversão de caloria para Joule 0,2 cal/Joule 2 

%RCF 

Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de Mineração e 

Pelotização 

18,3 % 





FEod Fator de Emissão do Óleo Diesel 74,0 kgCO₂e/GJ 3 

FEcm Fator de Emissão do Carvão Mineral 96,1 kgCO₂e/GJ 3 

FEco Fator de Emissão do Coque de Petróleo 97,5 kgCO₂e/GJ 3 


Econ CFi Economia de Consumo do Combustível Fóssil i em função da introdução de novos processos – - calculado 

Q CFi Consumo do Combustível Fóssil i na Indústria, anteriormente à implementação do projeto – - calculado 

1 DNPM. "Anuário Mineral Brasileiro de 2006". 

2 EPE/MME. "Balanço Energético Nacional 2010". 




A Tabela 0-81 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de Mineração & Pelotização 

com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, bem como 

o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto. 






Tabela 0-81 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Mineração e Pelotização 


Fator de redução de emissão anual 1,52 tCO₂e/(10 3 ton minério x ano) 







121 




Potencial de Redução de Emissões – Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cerâmica 


Cerâmica 


#CI Nº de Empresas de cerâmica identificadas 300 Empresas 8 

%CI Participação das empresas identificadas na produção nacional de cerâmica 50 % pressuposto 

Q GN, Revest. Consumo de gás natural no setor de Cerâmica de Revestimento 106.819.0176,00 m 3 6 

D GN Densidade do Gás natural 1305,5 m 3 /ton 7 

PCI GN PCI do gás natural 41,6 GJ/ton 1 

PCI GN PCI do gás natural 0,0318 GJ/m 3 calculado 










%RCF 

Economia de energia em obtida a partir da recuperação de calor em fornos no setor de 

cerâmica 

18,30 % 3 

P CV Produção Nacional de Cerâmica Vermelha 73,70 10 9 peças 6 

P CR Produção Nacional de Cerâmica de revestimento (2008) 746,00 10 6 m 2 6 

- Fator de Conversão do de tep para J 41.870,00 J/tep 3 

Econ CFi 

Q CFi 


Economia de Consumo do Combustível Fóssil i em função da introdução de novos 

processos 

Consumo do Combustível Fóssil i na Indústria, anteriormente à implementação do 

projeto 



Fontes: 







5 MME. "Anuário Estatístico do Setor de Transformação de Não Metálicos – 2009". Disponível em www.macropolitica.com.br/docs/Anuario_Estatistico_do_Setor 

_de_Transformacao_de_nao_metalicos_2009.pdf. Acesso em 03/11/2010. 


7 ANICER. Listagem de Associados. Disponível em www.anicer.com.br/index.asp?pg=associados.asp&empresa=1&op=pesquisa.

122 




A Tabela 0-83 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de cerâmica com relação ao 






Tabela 0-83 – Resultados para Projetos de Recuperação de Calor em Fornos no Setor de Cerâmica 


Fator de redução de emissão anual 11,51 tCO₂e/10^3 GJ CF 



Número de PoAs 300 empresas 





Conforme destacado anteriormente, o aumento da eficiência energética de uma indústria pode ser obtido 

também através do aproveitamento de calor residual presente em seus diversos processos. Algumas medidas 

pouco custosas têm potencial para contribuir com essa questão. No entanto, para um ganho de eficiência 

superior ao obtido com tais medidas, é necessário adotar técnicas mais complexas, como por exemplo, a 

integração de processos – já muito empregada em indústrias de refino de petróleo, químicas e petroquímicas – 

que representam custos mais elevados, e, logo, possíveis barreiras de financiamento. Segundo Henriques Jr. 

(2010), o bom desempenho de trocadores de calor exige o controle de incrustações, garantindo superfícies limpas 

e livres de outros depósitos que dificultem a troca de calor entre fontes quente e fria. Trata-se de mais um fator 

que eleva os custos desse tipo de projeto e que, somado ao retorno a médio e longo prazos, pode representar 

entraves ao investimento. 

Novos Processos 

Outra alternativa dentre as inúmeras possíveis medidas de eficiência é a simples substituição do 

equipamento utilizado no processo por outro mais eficiente, ou a introdução de técnicas de produção que 

aumentem a eficiência dos processos.



EFICIÊNCIA ENERGÉTICA A PARTIR DA INTRODUÇÃO DE NOVOS PROCESSOS – REABILITAÇÃO DE CALDEIRAS, MÉXICO 

123 

A viabilidade de projetos de no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo voltados à introdução de novos processos é 

muito bem exemplificada pelo projeto de reabilitação de caldeiras em diversas unidades industriais de processamento de gás 

localizadas em diferentes províncias do México. Visando ao aumento da eficiência da queima do combustível e do calor gerado, o 

projeto envolve a troca de queimadores, do isolamento e outros componentes – de acordo com a necessidade de cada caldeira – 

além da instalação de um economizador e de um aquecedor de ar de combustão. O projeto, portanto, gera economia de 

combustível e de eletricidade, com consequente redução de emissão de GEE e possível receita com venda de créditos de 

carbono. Tais benefícios são explicitados no quadro abaixo. 

Tabela 0-84 – Exemplo: Eficiência Energética 


Custo do Investimento 17.780.243 Euros 

Receitas do Projeto – inclui economias com combustível e O&M 3.783.865 Euros 

Eficiência da caldeira sem o projeto – Nueva PEMEX 74 % 

Eficiência da caldeira com o projeto – Nueva PEMEX 87 % 

Eficiência da caldeira sem o projeto -– Cactus 81 % 

Eficiência da caldeira com o projeto – Cactus 88 % 

Eficiência da caldeira sem o projeto – Poza Rica 74 % 

Eficiência da caldeira com o projeto – Poza Rica 83 % 



TIR – C a receita dos CERs 14,44 % 

Benchmark 20,03 % 

Fonte: CQNUMC – Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em www.unfccc.int. 


A variedade de possibilidades que essa medida abrange implica uma grande complexidade para o cálculo 

do potencial desse tipo de projeto. Por isso, determinadas medidas específicas foram abordadas, de acordo 

com as metodologias de MDL existentes, a saber: a AM0056 e a AM0044 – de troca ou reabilitação de caldeira; 

AM0060 – de substituição de resfriadores; e a AMS-II.D – metodologia de pequena escala aplicável a medidas 

de eficiência em geral na indústria. A metodologia que aborda projetos de eficiência por meio da introdução de 

novos processos na indústria – isto é, a AM0068 – não foi considerada, visto que se refere somente à produção 

de ferro-ligas, setor que, conforme descrito no início dessa seção, não será incluído no estudo, por não ter 

demonstrado um potencial significativo de economia de energia na análise agregada desenvolvida em 

Henriques Jr. (2010). 

Com isso, os setores que, na referida análise, representaram cerca de 90% do potencial de economia de 

energia e que, portanto, foram abordados nesta análise desagregada são: 


� química; 

� ferro-gusa & aço; e 

� cerâmica. 




Paro o cálculo do potencial por setor a seguinte fórmula foi adotada, nos casos em que os dados de 

consumo de combustível das empresas não estavam disponíveis:

124 

Tabela 0-85 – Cálculo de Redução de Emissões (A) 


Econ COMBUSTÍVEL [GJ] = Q COMUSTÍVEL[GJ] * (%NP) 

Econ CFi [GJ] = Econ COMBUSTÍVEL [GJ] * (%CFi) 

RE *tCO₂e+ = Σ(Econ CFi [GJ] * FE CFi *tCO₂e/GJ+) 



No caso da produção de Aço e do setor de Cerâmica, foi possível obter a matriz de consumo de 

combustíveis para cada empresa, e, portanto, a formula aplicada foi a seguinte: 

Tabela 0-86 – Cálculo de Redução de Emissões (B) 


Econ CFi [GJ] = Q CFi * (%NP) 

RE *tCO₂e+ = Σ(Econ CFi [GJ] * FE CFi *tCO₂e/GJ+) 

Os itens a seguir apresentam os parâmetros e resultados do potencial de redução de emissões para esse 

projeto em cada setor contemplado. 

Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Papel 

Tabela 0-87 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Introdução de Novos Processos na 

Produção de Papel 





%NP Economia de energia obtida a partir da introdução de novos processos no setor de papel e celulose 9,4 % 6 









Econ COMBUSTÍVEL Economia de Consumo de Combustível em função da introdução de novos processos 308.201 tep calculado 

Q COMUSTÍVEL Consumo de Combustíveis na Indústria, anteriormente à implementação do projeto 3.278.734 tep calculado 

Econ CFi Economia do Combustível Fóssil I - - calculado 



Fontes: 


2 A produção nacional foi obtida em BRACELPA, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas das Empresas Klabin SA, Suzano, International Paper, 













de investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor. 






Tabela 0-88 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Papel 


125 











Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Celulose 


Produção de Celulose 



CEE PAPEL & CELULOSE Consumo Térmico Específico na produção de Papel e Celulose 0,347 tep/ton calculado 


%NP Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor de papel e celulose 9,4 % 4 

%OC Consumo de óleo combustível no setor de Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 5,2 % 1 

%CVp Consumo de carvão vapor no setor de Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 0,9 % 1 

%GN Consumo de gás natural no setor de Papel e Celulose como proporção do consumo total de energia 6,4 % 1 






Econ COMBUSTÍVEL Economia de Consumo de Combustível em função da introdução de novos processos 414477,63 tep calculado 

Fontes: 

Q COMUSTÍVEL Consumo de Combustíveis na Indústria, anteriormente à implementação do projeto 4409336,48 tep calculado 















Tabela 0-90 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Celulose 


Fator de redução de emissão anual 11,59 tCO₂e/(10 3 ton celulose x ano) 








será divulgada como um anexo do presente estudo.** Não disponível.

126 



Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos no Setor Químico 

Tabela 0-91 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Introdução de Novos Processos no Setor 

Químico 














%EE 

Consumo de Energia Elétrica no setor Químico como proporção do consumo total de energia (exceto para cloro, 

um eletroquímico) 

10 % pressuposto 

%EE Consumo de Específico de Energia Elétrica na produção do cloro 50 % pressuposto 

%MC Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor químico 7,2 % 3 









Econ COMBUSTÍVEL Economia de Consumo de Combustível em função da introdução de novos processos 9.325.440,03 GJ calculado 

Q COMUSTÍVEL Consumo de Combustíveis na Indústria, anteriormente à implementação do projeto 129.520.000,39 GJ calculado 


Fontes: 




4 International Environmental Agency. Tracking ndustrial Energy Efficiency and CO₂ Emissions. International Energy Agency, OECD/IEA, Paris, 321p. 






A Tabela 0-92 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de produção de produtos 

químicos com relação ao potencial de redução de emissões de GEEs, potencial de receita com a venda de CERs, 

bem como o montante de investimentos necessários à implementação desse projeto em cada setor. 




Tabela 0-92 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos no Setor de químicos 














Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Ferro-gusa 


Produção de Ferro-Gusa 



CEE FERRO-GUSA Consumo Específico de Energia Térmica médio na produção de Ferro-gusa e Aço 0,466 tep/ton calculado 

%EE Consumo de energia elétrica no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 9,4 % 3 

%NP Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor de ferro-gusa e aço 24,1 % 6 


%GN Consumo de gás natural no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 6,4 % 3 

%GC Consumo de gás de coqueria no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 7,4 % 3 

%CqCM Consumo de coque de carvão mineral no setor de Ferro-gusa e Aço como proporção do consumo total de energia 36,4 % 3 




PCI GN Poder Calorífico Inferior do Gás Natural 9930,00 kcal/kg 2 





FE GC Fator de Emissão do Gás de Coqueria 11,70 tC/TJ 5 

FE GC Fator de Emissão do Gás de Coqueria 42,90 kgCO₂/GJ 5 

FE CqCM Fator de Emissão do Coque de Carvão Mineral 29,50 tC/TJ 5 

FE CqCM Fator de Emissão do Coque de Carvão Mineral 108,17 kgCO₂/GJ 5 


127 


Econ COMBUSTÍVEL Economia de Consumo de Combustível em função da introdução de novos processos 2.821.532,81 tep calculado 

Q COMUSTÍVEL Consumo de Combustíveis na Indústria, anteriormente à implementação do projeto 11.707.605,03 tep calculado 


Fontes: 










A Tabela 0-94 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para o setor de ferro-gusa, com relação 






Tabela 0-94 – Resultados para Projetos Introdução de Novos Processos na Produção de Ferro-Gusa 


Fator de redução de emissão anual 229 tCO₂e/(10 3 ton ferro-gusa x ano) 


Redução de Emissão em 10 anos 57555321 tCO₂e 


73 

+ 8 Poas 


unidades 






128 



Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos na Produção de Aço 


produção de Aço 


#CI Número de empresas de cerâmica identificadas 300 empresas 7 

%CI Participação da empresas identificadas na produção nacional total 50 % Pressuposto 

%NP Economia de energia em obtida a partir da introdução de novos processos no setor de ferro-gusa e aço 24,1 % 4 




FE Al Fator de Emissão do Alcatrão 25,80 tC/TJ 6 

FE Al Fator de Emissão do Alcatrão 94,60 kgCO₂e/GJ calculado 

FE GCO Fator de Emissão do Gás de Coqueria 11,70 tC/TJ 6 

FE GCO Fator de Emissão do Gás de Coqueria 42,90 kgCO₂e/GJ calculado 

FE GAF Fator de Emissão do Gás de Alto forno 260,00 kgCO₂/GJ 3 

FE GAC Fator de Emissão do Gás de Aciaria 82,00 kgCO₂/GJ 3 

FE ODA Fator de Emissão do Óleo Diesel Aditivado 74,25 kgCO₂e/GJ 3 



FE BTE Fator de Emissão do óleo Combustível de Baixo Teor de Enxofre 77,65 kgCO₂e/GJ 3 











Fontes: 


2 ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. Disponível em 

www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras. Acesso em 27/10/2010. 




5 Default ICF&Fides. 





A Tabela 0-96 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de aço bruto, com relação ao 



Os resultados apresentados, a seguir, resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com 



Tabela 0-96 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Aço Bruto 


Fator de redução de emissão anual 897 tCO₂e/(10 3 t aço bruto x ano) 





Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 2.121.283.820 US$ 



será divulgada como um anexo do presente estudo.**Não disponível.



Potencial de Redução de Emissões – Introdução de Novos Processos no Setor de Cerâmica 

129 

Tabela 0-97 – Parâmetros Aplicados ao Cálculo das Oportunidades de Projetos de Introdução de Novos Processos no Setor 

de Cerâmica 


#CI Nº de empresas de cerâmica identificadas 300 Empresas 4 

%CI Participação das empresas identificadas na produção nacional total 50 % pressuposto 










%NP Economia de energia obtida a partir da introdução de novos processos no setor de Cerâmica 20,00 % 3 





Fontes: 









A Tabela 0-98 apresenta o resumo dos resultados desse projeto para a produção de cerâmica, com relação 






Tabela 0-98 – Resultados para Projetos de Introdução de Novos Processos na Produção de Cerâmica 





Número de Poas 300 empresas 





De maneira geral, as principais barreiras para qualquer projeto de eficiência energética, segundo 

Henriques Jr. (2010), consistem inter allia, na falta ou deficiência de incentivos, lentidão na obtenção de 

financiamento, informação insuficiente, baixa articulação entre agentes envolvidos, baixa capacitação técnica e 

aspectos culturais 53 . Além disso, o processo burocrático tanto para pequenas como para grandes empresas é o 

mesmo, dificultando a implantação de projetos de menor porte. 

No que diz respeito às barreiras à implementação de projetos de eficiência energética apontadas pelos 

desenvolvedores de projetos de MDL no Brasil e no resto do Mundo, o financiamento também é destacado 

como o principal entrave. O argumento central é que investimentos em substituição, reabilitação ou 


130 



introdução de novos equipamentos para eficiência energética não trazem economia e/ou lucros significativos 

no curto e médio prazos – a economia advém da redução de gastos com energia no longo prazo. 

Adicionalmente, investimentos em projetos de eficiência energética (assim como em projetos de eficiência nos 

processos em geral) não são prioritários para as indústrias quando comparados às iniciativas de incremento na 

produção. 

Outra questão é o caráter inovador desse tipo de projeto, visto que, especialmente no Brasil, não se trata 

de prática comum. 

Por fim, a falta de mão de obra qualificada para operação da nova tecnologia a ser implementada também 

pode representar entraves à implementação desses projetos no País. 

Resultados Consolidados do Setor 



potencial por site será divulgada como um anexo do presente estudo. A Tabela 0-99 apresenta os resultados 

consolidados do setor de combustíveis fósseis para a indústria. 

Tabela 0-99 – Resultados Consolidados do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria. 


Total – Setor de 

Combustíveis Fósseis para a 

Indústria 


Potencial Redução de 

Emissões GEE em 10 

anos 


com a Venda de 

CERs em 10 anos 

(CER = 10 US$) 

Investimento Fator de Redução de Emissão anual 

Valor Unidade tCO₂e Milhões US$ Milhões US$ Valor Unidade 

2.211 n/a 773.037.640 7.804 n/d n/a n/a 

Refino – Flare e Vent 8 Refinarias 5.690.174 57 n/d 13,7 tCO₂e/10^3 t petróleo 

Gás associado em 

Plataformas 

44 

Plataformas de produção 

de petróleo 

19.145.942 191 n/d 0,6 tCO₂e/10^3 m3 GA 

Distribuição de GN 2 Empresas de Distribuição 237.476 2 n/d 0,5 tCO₂e/m duto/ano 

Melhoria da Combustão 587 n/a 1.287.855 13 n/d n/a n/a 

Celulose 35 

Papel 122 

Química 39 

Plantas de Produção de 

Celulose 


Papel 

Empresas de Produtos 

Químicos 

267.898 3 n/d 2 tCO₂e/10^3 t celulose 


249.400 2 n/d 1 tCO₂e/10^3 t químico 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 100.814 1 n/d 0,4 

Aço 4 Empresas de Aço 9.819 0,1 n/d 0,1 

Cerâmica 300 

Empresas de Cerâmica 

Identificadas* 

157.041 2 n/d 2 

Alimentos e Bebidas n/d n/d 303.677 3 n/d 2 

Introdução de novos 

processos 

Celulose 35 

Papel 122 

Química 39 

tCO₂e/10^3 t ferrogusa 

tCO₂e/10^3 t aço 

bruto 

tCO₂e/10^3 GJ óleo 

comb. 


comb. 

592 n/a 286.364.260 2.864 n/d n/a n/a 


Celulose 


Papel 


Químicos 

1.472.208 15 n/d 12 tCO₂e/10^3 t celulose 


9.756.470 98 n/d 55 tCO₂e/10^3 t químico 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 57.555.321 576 n/d 229 

Aço 9 Empresas de Aço 212.128.383 2.121 n/d 897 

Cerâmica 300 



4.404.115 44 n/d 13 



bruto 


combustível 

Otimização de Vapor 196 n/a 3.670.265 37 n/d n/a n/a 

Celulose 35 

Papel 122 


Celulose 


Papel 


787.609 8 n/d 9 tCO₂e/10^3 t celulose



Tabela 0-99 – Resultados Consolidados do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria. 


Total – Setor de 

Combustíveis Fósseis para a 

Indústria 

Química 39 


Potencial Redução de 

Emissões GEE em 10 

anos 




(CER = 10 US$) 

131 



2.211 n/a 773.037.640 7.804 n/d n/a n/a 


Químicos 

809.499 8 n/d 5 tCO₂e/10^3 t químico 

Alimentos e Bebidas n/d n/d 1.133.450 11 n/d 6 

Recuperação de Calor em 

Fornos 

Química 39 


combustível 

603 n/a 118.898.366 1.211 n/d n/a n/a 


Químicos 

9.590.545 96 n/d 54 tCO₂e/10^3 t químico 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 18.878.055 189 n/d 75 

Aço 9 Empresas de Aço 61.614.053 616 n/d 261 



bruto 

Cimento 68 Fábricas de Cimento 7.257.017 73 n/d 14 tCO₂e/10^3 t cimento 

Mineração e Pelotização 100 Empresas de Mineração 17.528.931 157 n/d 2 tCO₂e/10^3 t minério 

Cerâmica 300 

Substituição de Comb. 

Carbono Intensivos por 

Biomassa 

Papel 122 

Celulose 35 



4.029.765 40 n/d 12 

tCO₂e/10^3 GJ comb. 

Fósseis 

157 n/a 30.469.189 305 n/d n/a n/a 


Papel 


Celulose 

6.355.389 64 n/d 70 tCO₂e/10^3 t papel 


Alimentos e Bebidas n/d n/d 15.183.873 152 n/d 0,1 

tCO₂e/GJ óleo 

combustível 

Substituição de Comb. 

Carbono Intensivos por Gás 

Natural 

766 n/a 316.577.201 3.180 n/d n/a n/a 

Cimento 68 Empresas de Cimento 303.475 3 n/d 0,6 tCO₂e/10^3 t cimento 

Ferro-gusa 80 Empresas de Ferro-gusa 908.493 9 n/d 4 

Aço 9 Empresas de Aço 250.676.134 2.507 n/d 1 


tCO₂e/t aço bruto 

/ano 

Mineração e Pelotização 100 Empresas de Mineração 26.967.252 270 n/d 2 tCO₂e/10^3 t minério 

Química 39 


Químicos 

2.301.605 23 n/d 0,1 tCO₂e/t químico /ano 

Não ferrosos (Alumínio) 6 Empresas de Alumínio 11.264.484 112 n/d 1 tCO₂e/t alumínio 

Papel 122 

Celulose 34 

Cerâmica 300 


Papel 


Celulose 



1.759.534 18 n/d 19 tCO₂e/10^3 t papel 


1.449.263 14 n/d 0,02 

Têxtil n/d n/d 954.173 10 n/d 0,02 

Alimentos e Bebidas n/d n/d 3.783.386 38 n/d 0,02 

Não ferrosos e outros da 

metalurgia 

Notas: 

n/d n/d 8.884.610 89 n/d 0,02 


combustível 


combustível 


combustível 


combustível 

No cálculo dos totais para o setor, agregação dos valores excluiu projetos considerados concorrentes, a saber: Melhoria da Combustão; Subst. de comb. Carbonointensivos por Gás 

Natural – Papel, Celulose, Alimentos e Bebidas 

* Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009), mas aqui assume-se que 

essas 300 empresas representam 50% da produção nacional de cerâmica. 



132 

Outros Insumos para Indústria 



Descrição dos Elos da Cadeia de Outros Insumos para a Indústria 

Diferentemente dos demais setores, os elos da cadeia de “Outros nsumos para a nd stria” não são tão 

bem definidos. Tal divisão é clara em outros setores desse estudo, como nos setores elétrico ou de resíduos. 

No entanto, há diversas indústrias com processos produtivos diferentes que são agrupados no setor em voga. 

Com base nessas características, uma divisão adequada é aquela que seja aplicável à grande variedade de 

indústrias envolvidas nesse setor considerando, também, as subdivisões cabíveis de acordo com as 

metodologias de MDL. Portanto, os elos da cadeia foram divididos da seguinte forma: 

� produção; e 

� tratamento de subprodutos. 

O elo 1, isto é, produção, contempla etapas preparatórias de insumos, como a utilização de insumos na 

fabricação e etapas que envolvam o processo produtivo. No elo 2, isto é, tratamento de subprodutos, são 

incluídas as etapas posteriores ao processo produtivo como, por exemplo, o tratamento, recuperação e 

reutilização de subprodutos. 

Devido à diversidade das indústrias do setor, não é possível descrever em detalhes a produção e 

tratamento de subprodutos de cada uma delas. Dessa forma, optou-se por detalhar setores industriais 

específicos que são mais significativos do ponto de vista de emissões e possibilidades de redução de emissões 

de GEE. Os setores industriais selecionados foram: a indústria química, a indústria metalúrgica (representada 

pela produção de alumínio), a indústria cimenteira e a indústria mineradora. 

Produção 

Esses setores são descritos em detalhes a seguir. 

Indústria Química 

Fornecedora de matérias-primas e produtos para todos os setores produtivos, a indústria química é 

essencial para o funcionamento dos demais setores produtivos. Diante da complexidade desse setor, composto 

por diferentes produtos e processos produtivos, o mesmo foi dividido em segmentos de acordo com 

classificação da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), sendo esses agrupados em dois grandes 

blocos: produtos químicos de uso industrial e produtos químicos de uso final. 

O primeiro bloco compreende os segmentos de produtos orgânicos, inorgânicos, resinas e elastômeros e 

ainda produtos e preparados químicos diversos. No segundo bloco incluem-se os produtos de higiene pessoal, 

perfumaria e cosméticos, adubos e fertilizantes, sabões, detergentes e produtos de limpeza, defensivos 

agrícolas, tintas, esmaltes e vernizes, entre outros. De acordo com dados de 2009, a participação da indústria 

química no PIB brasileiro foi de 2,6% em 2009, divididos segundo a Gráfico 0-1. 

Como há um grande número de cadeias e complexos industriais dos quais a indústria química participa, 

tem-se um processo produtivo para cada segmento, dificultando uma caracterização geral da produção no 

setor.



Gráfico 0-1 – Divisão Setorial do PIB da Indústria Química 

Fonte: Abiquim, 2010. 

133 

Indústria Cimenteira 

A produção de cimento se inicia na extração de matérias-primas, que pode ser encarada como uma etapa 

do setor de mineração. Os insumos necessários à fabricação do cimento são geralmente extraídos de rocha 

calcária ou argila. Em seguida, essas matérias-primas são moídas, preaquecidas e introduzidas em um forno 

industrial, em que o material chega a ser aquecido a temperaturas da ordem de 1.500 o C antes de ser resfriado 

subitamente por rajadas de ar. Dessa forma é produzido o clínquer, material básico para a produção de 

qualquer tipo de cimento. 

Posteriormente, determinada quantidade de gesso é adicionada ao clínquer e essa mistura é moída 

novamente. Durante essa fase, diferentes materiais, os chamados aditivos, são adicionados ao clínquer, além do 

gesso. Dentre os possíveis aditivos incluem-se a escória e fíler. Finalmente, o cimento é armazenado em silos para 

depois ser enviado a granel ou em sacos para os pontos de consumo. 

Produção de Alumínio 

O alumínio primário é produzido a partir de minério ou sucata (alumínio reciclado). O minério de alumínio, 

sendo o mais comum a bauxita, é minerado e depois refinado em alumina (Al2O3) através do processo de Bayer, que 

pouco mudou desde a primeira planta inaugurada há mais de 100 anos atrás. 

A alumina é reduzida eletroliticamente através do processo de Hall-Heroult, um processo altamente intensivo 

em energia. Nesse processo as células eletrolíticas de redução diferem na forma e na configuração dos anodos de 

carbono e no sistema de alimentação de alumina e pertencem a um dos 4 tipos de tecnologia: Centre-Worked 

Prebake (CWPB), Side-Worked Prebake (SWPB), Horizontal Stud Søderberg (HSS) and Vertical Stud Søderberg (VSS). 

Tratamento de Subprodutos 

Indústria Química 

A indústria química é um setor presente nos dois elos da cadeia. Pelo fato de seus produtos estarem 

presentes nos mais variados segmentos da economia, os subprodutos gerados por ela são muito variados. Tratase 

de um setor intensamente especializado e diversificado, cuja produção hoje é estimada em mais de 70.000 

tipos de produtos diferentes. 

Quanto ao tratamento dos subprodutos da indústria química, as possibilidades são também variadas. Para 

alguns subprodutos mais perigosos, como é o caso de determinados produtos químicos tóxicos, há uma legislação 

ambiental específica que obriga o “poluidor” a tratar seu subproduto. No entanto, para outros gases, como o N₂O, 

que possui impacto direto desprezível na saúde humana, não há normas que discorram a respeito de seu 

tratamento. A legislação brasileira trata de forma agregada os óxidos de nitrogênio emitidos para a atmosfera 

decorrentes de ação humana. 

O tipo de tratamento aplicado irá variar enormemente no tipo de subproduto, esses podem ser sólidos, 

líquidos ou gasosos. Seu tratamento pode envolver reações químicas, incineração e ainda outros processos.

134 

Mineração 



Metais são minerados a partir de dois tipos de depósito. O primeiro consiste em veios de minério, que são 

depósitos concentrados e bem definidos. Ferro, cobre, chumbo, ouro, prata e zinco são minerados 

principalmente de veios. O segundo tipo de depósito, áreas de aluvião, ocorre em areias, cascalhos e rochas. 

Esses são geralmente depositados por inundações de rios e outros corpos hídricos, e contém metais que já 

fizeram parte, em algum momento, de um veio de minério. 

Existem três abordagens gerais para a mineração de metais. Na mineração de superfície ou poço aberto 

há um extensivo uso de explosivos para remoção de rochas, solo e vegetação para alcançar os veios de minério. 

Se forem realizadas perfurações através de um eixo para alcançar o veio de minério principal, a mineração é 

dita subterrânea. Por fim, na mineração química utiliza-se soluções, principalmente ácidos para dissolver os 

veios de minério. Durante a mineração química, a solução lixiviante penetra no veio, dissolvendo os minerais 

solúveis. A solução rica em metais é recuperada para uma planta de eletrodeposição e extração por solventes. 

Há diversos subprodutos gerados na indústria de mineração dependendo do tipo realizado. Em relação à 

emissão de gases de efeito estufa, um dos subprodutos significativos gerados é o metano. Metano pode ser 

transportado por falhas geológicas e acumular e formações rochosas porosas. Posteriormente, o gás pode ser 

liberado quando um reservatório ou uma zona de falhas que contenham o gás sejam rompidos devido a 

atividades mineradoras. Minas com altas concentrações de metano requerem sua constante ventilação para que 

ele seja mantido em concentrações baixas, que impeçam sua combustão. Ressalte-se que o tratamento desse 

metano envolve sua oxidação e transformação em CO₂. 


Como mencionado na Seção 5.1 o setor de outros insumos para a indústria foi divido em dois elos 

principais: 

� elo 1: produção; e 

� elo 2: tratamento de subprodutos. 

Há, essencialmente, duas maneiras de evitar a geração de um subproduto indesejado, como um GEE, em 

qualquer processo industrial: impedir sua formação ou transformá-lo após sua geração. 

No elo da produção foram incluídas todas as iniciativas que, por meio de alguma alteração no seu 

processo produtivo e/ou nos insumos envolvidos em sua produção, impeçam uma maior geração de GEE, em 

relação a uma linha de base definida. Dessa forma, o elo 1 foi subdivido nas seguintes categorias de iniciativas 

de redução de emissão de GEE: 

� mudanças e melhorias de processos industriais; 

� uso de insumos alternativos na fabricação de produtos; e 

� mudança concomitante de insumos e processos industriais. 

Em mudanças e melhorias de processos industriais, as principais emissões são dos gases N₂O e PFC. 

Emissões de N₂O ocorrem principalmente na ind stria química, durante a fabricação de cido nítrico. As 

emissões de PFCs, por outro lado, ocorrem na produção de alumínio, conforme será detalhado adiante. 

Utilizar insumos alternativos é outra possibilidade de reduzir emissões de GEE. Na indústria cimenteira, 

grande quantidade de emissões de CO₂ podem ser evitadas ao aumentar o teor de aditivos no cimento. O outro 

principal gás emitido nessa categoria é o HFC, quando sua utilização é substituída por outros gases de menor 

potencial de aquecimento global. 

Na única metodologia que envolve mudanças concomitantes de insumos e processos industriais, o 

principal g s emitido na linha de base é o CO₂.



135 

No segundo elo da cadeia, o tratamento de subprodutos, as emissões de GEE principais envolvem os gases 

CO₂, CH₄, N₂O e HFC. Esse elo foi ainda subdividido nas seguintes categorias: 

� destruição de gases gerados na produção; 

� recuperação de subprodutos; e 

� utilização de subprodutos como insumo. 

A categoria de destruição de gases gerados na produção é a que engloba a maior variedade de gases. 

Nela, incluem-se projetos de tratamento de HFC, destruição de gases que contêm N₂O na ind stria química e 

captura e destruição de CH₄ em atividades mineradoras que não extraem hidrocarbonetos (como o carvão). 

CO₂ e HFC são os gases predominantes nas emissões de linha de base das metodologias incluídas na 

categoria de recuperação de subprodutos. Seus projetos incluem o tratamento de ácido sulfúrico e a 

substituição de gases refrigerantes em produtos já manufaturados. 

Por fim, caso o subproduto gerado não tenha sido destruído ou recuperado, ele pode ser ainda utilizado 

como insumo de outro processo produtivo, evitando-se a emissão de GEE. Esse é o caso da utilização de gases 

de processo na fabricação de ferro e da recuperação de CO₂ para uso como insumo. Maiores informações 

sobre as possibilidades de redução de emissão podem ser encontradas nas respectivas seções específicas de 

iniciativas de redução de emissão em cada elo. 

O Quadro 0-1 resume as principais fontes de emissão, as categorias de iniciativas de redução de emissão e 

as metodologias de cada categoria para cada elo. 


De modo a ilustrar o potencial de redução de emissões que já é explorado no setor de outros insumos 

para a indústria, a Tabela 0-1 retrata a quantidade projetos de MDL registrados, validados, em validação e 

rejeitados no Brasil e no mundo, para as metodologias que foram incluídas nesse setor. Há projetos que 

utilizam mais de uma metodologia, e por isso se repetem na tabela mencionada. 

Mesmo que a quantidade de projetos desenvolvida no mundo para o elo de produção não seja pequena, 

totalizando 111 projetos (excluindo o Brasil), nota-se que esse potencial se concentra principalmente em duas 

metodologias, a AM0034 e a ACM0005. Em conjunto, elas são responsáveis por aproximadamente 73% do total 

de projetos. A primeira trata da destruição catalítica de N₂O em f bricas de cido nítrico, enquanto a segunda se 

refere ao uso de insumos alternativos na fabricação de cimento. As demais metodologias, com apenas 30 projetos 

aprovados, validados ou em validação, são responsáveis pelos 27% restantes.

136 



Quadro 0-1 – Principais Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras no Setor de Outros Insumos para a Indústria 

Elo 1 – Produção 

Fontes de Emissão Linha de Base 

Elo 2 – Tratamento de Subprodutos 

Fontes de Emissão Linha de Base 

CO₂ CO₂ 

N₂O CH₄ 

PFC N₂O 

HFC HFC 

Iniciativas de Redução de Emissão de GEE 

Mudanças e melhorias de processos industriais 

Uso de insumos alternativos na fabricação de produtos 

Mudança concomitante de insumos e processos industriais 

Destruição de gases gerados na produção 

Recuperação de subprodutos 

Utilização de subprodutos como insumo 

Iniciativas de Redução de Emissão de GEE 

Metodologias de Linha de Base Metodologias de Linha de Base 

AM0030 NM0335 

AM0034 NM0332 

AM0051 NM0302 

AM0059 

ACM0005 AMS-III.J. 

ACM0015 AMS-III.N. 

AM0027 AM0071 

AM0033 AMS-III.AB. 

AM0040 AMS-III.Z. 

AM0050 NM0310 

AMS-III.AD. NM0331 

AM0082 

AM0001 

AM0021 

AM0028 

AM0064 

AMS-III.W. 

AMS-III.K. 

AMS-III.AI. 

AMS-III.X. 

NM0330 

AM0063 

AM0066



Tabela 0-1 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Outros Insumos para a Indústria 




Mudanças e melhorias 

de processos industriais 

Uso de insumos 

alternativos na 

fabricação de produtos 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 


Projetos 

registrados 

Elo 1 – Produção 



Projetos 

Rejeitados 


Projetos 

Desenvolvidos 

Potencial Total de 



Potencial Médio de 



137 


MDL no resto 

do Mundo 

Número total 

de Projetos* 

AM0030 1 - 1 - 2 110 55 5 

AM0034 - - 1 - 1 57 57 48 

AM0028 

AM0034 

- - 3 - 3 362 121 3 

AM0051 - - - - - - - - 

AM0059 - - - - - - - 1 

ACM0005 - - - 2 - - - 33 

ACM0015 - - - - - - - 8 

AM0027 - - 1 - 1 17 17 - 

AM0033 1 - - - 1 13 13 5 

AM0040 - - - - - - - 1 

AM0050 - - - - - - - 2 

AMS-III.AD. - - - - - - - 1 

AMS-III.J. - - - - - - - 1 

AMS-III.N. - - - - - - - 3 

AM0071 - - - - - - - - 

AMS-III.AB. - - - - - - - - 

Mudança concomitante 

de insumos e processos 

industriais 

AM0082 - - - - - - - - 

Fonte: Elaboração Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM (A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org/e 

www. unfccc.int /). 

* Excluiu-se os Projetos Rejeitados. 

No Brasil, o potencial de redução ainda não foi plenamente explorado, mas há uma diversificação maior de 

metodologias utilizadas. Dos 8 projetos desenvolvidos no País, quatro deles usam uma das duas metodologias mais 

aplicadas no resto do mundo, a AM0034, e 3 desses projetos a aplicam em conjunto com a AM0028, uma 

metodologia que foi incluída no elo 2, de tratamento de subprodutos. Os demais 50% de projetos são distribuídos 

entre as outras metodologias. O potencial de redução de emissão no Brasil varia de 13 a 121 ktCO₂/ano. 

Pelo fato de o setor de outros insumos para a indústria possuir grande diversidade, é interessante detalhar 

de maneira um pouco mais específica suas iniciativas de redução de emissão. Portanto, cada uma dessas 

categorias foi destrinchada para fornecer mais informações, como se pode ver nas subseções seguintes. 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Produção 

No elo da produção, foram avaliadas 25 metodologias, das quais 17 foram incluídas no estudo do 

potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 9 tipos de projetos concernentes a aumento 

do teor de aditivos na fabricação de cal hidratada, aumento do teor de aditivos na fabricação de cimento, 

fabricação de refrigeradores com gases de pequeno GWP, mudança de insumo na fabricação de amônia e 

ureia, mudança de insumos na fabricação de tijolo, uso de CO₂ biog nico como insumo para a fabricação de 

compostos inorg nicos, redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos, redução de emissão 

na fabricação de alumínio primário e mudança de processos e insumos na fabricação de ferro-gusa. 

O projeto de emissões evitadas de HFC na fabricação de poliuretano foi desconsiderado devido a 

particularidades brasileiras. A emissão de HFC se dá quando esse é utilizado como “agente de sopro” ou 

“agente de expansão”. Contudo, de acordo com informações da Comissão Setorial de Poliuretanos da 

Abiquim 54 , o CO₂ líquido é o agente de sopro comumente utilizado no Brasil. Não h , assim, potencial de 

substituição de HFC. 

54 http://www.abiquim.org.br/poliuretanos/glossario.htm.

138 

Mudanças e Melhorias de Processos Industriais 

Redução de Emissão na Fabricação de Alumínio Primário 



O principal processo de fabricação de alumínio primário envolve a redução desse metal através de uma reação 

eletrolítica. Caso essa reação esteja perfeitamente controlada, não há emissões de perfluorcarbonos (PFC). No 

entanto, devido a determinadas características operacionais, a reação não ocorre de maneira perfeita e 

ocasionalmente h um r pido aumento de voltagem na reação eletrolítica, o chamado “efeito anódico”. A 

consequência desse efeito é a geração de PFCs, gases com elevado potencial de aquecimento global. Portanto, a 

emissão de PFCs durante o efeito anódico depende da frequência e duração do mesmo. 

Assim, ao realizar melhorias em plantas de produção de alumínio primário que resultem em um processo 

produtivo mais eficiente, reduzindo a frequência e duração do efeito anódico, há uma redução da emissão de 

PFC. 


Para a estimativa do potencial de redução de emissão de GEE na fabricação de alumínio primário foram 

utilizados dados de produção, assim como a tecnologia específica de produção de alumínio, disponíveis no 

Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa. As estimativas também 

consideraram dados contidos em PDDs brasileiros registrados e em validação. 

Tabela 0-2 – Cálculo Simplificado de Redução de Emissões 


E LB = Produção de alumínio primário * FE tecnologia i + FE grid * Produção de alumínio primário * 

EE Al 


E PR = Produção de alumínio primário * FE P + Produção de alumínio primário * EE Al * (1 – TEE) * 

FE grid 



Tabela 0-3 – Parâmetros de Cálculo 


FE LB-HSS Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia HSS da linha de base 1,330 t CO₂e/t Al 2 

FE LB-VSS Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia VSS da linha de base 0,660 t CO₂e/t Al 3 

FE LB-CWPB Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia CWPB da linha de base 0,340 t CO₂e/t Al 2 

FE PR-HSS Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia HSS do projeto 0,790 t CO₂e/t Al 5 

FE PR-VSS Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia VSS do projeto 0,190 t CO₂e/t Al 3 

FE PR-CWPB Fator de emissão da produção de alumínio primário via tecnologia CWPB do projeto 0,170 t CO₂e/t Al 4 

EE Al Consumo energético da fabricação de alumínio primário 15,2 MWh/t Al 6 

TEE Taxa de economia de energia do projeto 0,17% % 6 

FE grid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação para 2009 0,25 t CO₂/MWh MCT 

FE grid,BM Fator de Emissão da rede de margem de construção para 2009 0,08 t CO₂/MWh MCT 

FE grid,CM Fator de Emissão da rede de margem combinada para 2009 0,163 t CO₂/MWh 



- Custo do Investimento 0,63 US$/t alumínio 6 

- Valor 1 do CER 5,00 US$/t CO₂e Default ICF 


Fontes: 

1 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Produção de metais – Alumínio – 

Ministério da Ciência e Tecnologia 2010. 

2 International Aluminium Institute (IAI). Results of the 2009 Anode Effect Survey, 2010. 

3 Valor extraído do PDD em validação "PFC Emission Reductions at Alcoa Alumínio S.A. – Poços de Caldas – Brazil". 

4 Premissa adotada pelo grupo de estado. Equivale ao fator de emissão da terceira f brica que emite menos CO₂e por alumínio fabricado, dentre as 9 fábricas que participaram da 

pesquisa da IAI referenciada no item 1 e utilizam a tecnologia CWPB. Cerca de 30% das empresas que participaram da pesquisa possuem um fator de emissão menor que o 

utilizado. 

5 Premissa adotada pelo grupo de estado. Equivale ao fator de emissão da terceira f brica que emite menos CO₂e por alumínio fabricado, dentre as 32 fábricas que participaram da 

pesquisa da IAI referenciada no item 1 e utilizam a tecnologia HSS. Cerca de 30% das empresas que participaram da pesquisa possuem um fator de emissão menor que o utilizado. 

6 Valor extraído do projeto de MDL registrado "PFC Emission Reductions at ALBRAS, Alumínio Brasileiro S.A.".



Resultados consolidados do Inventário de oportunidades 

139 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial aplicação do projeto de 

redução de emissão na fabricação de alumínio primário no Brasil, contemplando o número de possíveis 

projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a 

venda de CERs, a potencial contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal. 




Tabela 0-4 – Resultados do Projeto de Redução de Emissão na Fabricação de Alumínio Primário 


Fator de redução de emissão anual ND** tCO₂e/(t Al x ano) 



Número de projetos* 5* unidades 



Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$5) 15,7 Milhões US$ 


*A lista detalhada contendo os sites avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha utilizada para os cálculos do inventário de oportunidades do setor em questão. Essa planilha será divulgada 

como um anexo do presente estudo. 

** O fator de redução de emissão por alumínio primário fabricado depende da tecnologia utilizada, portanto não é possível fornecer um valor global para o alumínio. 

Para avaliar a quantidade de projetos, excluiu-se as fábricas que já possuem projetos de MDL registrados e 

em validação. 

Barreiras 

Até certo ponto, a otimização do processo produtivo de alumínio primário e a redução de emissão de PFCs 

no processo estão relacionadas. No entanto, após determinado patamar de eficiência, não é mais vantajoso 

para a empresa investir na redução de emissões de anodos, já que não se gera mais ganhos significativos de 

produção. A partir desse ponto, não há mais motivação financeira, legal ou ambiental (em termos de 

regulamentação) para que a indústria continue a reduzir essas emissões. Em outras palavras, manter o 

processo de produção vigente teria o mesmo efeito que investir na redução das emissões e portanto não há 

incentivos para tal investimento. O único benefício para que essas empresas implementem iniciativas de 

redução de emissão advém da venda de créditos de carbono. 

Redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos 

O ácido nítrico (HNO3) é produzido através da oxidação de amônia (NH3), gerando-se óxido nitroso (N₂O) 

como subproduto. O N₂O gerado é geralmente liberado na atmosfera por não possuir valor econômico ou 

toxicidade nos níveis típicos gerados na fabricação de ácido nítrico. Fenômeno semelhante ocorre na 

fabricação de caprolactama, e N₂O também é gerado como subproduto. 

Há 4 metodologias englobadas por esse tipo de projeto: AM0021, AM0028, AM0034 e AM0051. A 

primeira trata da decomposição de óxido nitroso na fabricação de ácido adípico, enquanto as metodologias 

AM0034 e AM0051 se referem à produção de ácido nítrico. A AM0028, por sua vez, é aplicável a fábricas de 

ácido nítrico e a fábricas de caprolactama. 

A redução de emissão de emissão de óxido nitroso pode ser realizada no tratamento do efluente gasoso 

ou na própria fabricação do produto químico, através de mudanças no processo produtivo. Por esse motivo, 

seria possível incluir essa iniciativa de redução de emissão de GEE no elo da produção e no elo de tratamento 

de subprodutos. Porém, para evitar repetições, ambos foram incluídos no elo da produção e encontram-se a 

seguir.

140 




O principal dado necessário ao cálculo do potencial de redução de emissões de uma fábrica de ácido 

nítrico, ácido adípico ou caprolactama é a sua produção. Para tal, obteve-se dados de capacidade instalada das 

empresas brasileiras no Anuário da Indústria Química Brasileira, uma publicação da Abiquim. 

Como a redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos é, em geral, uma iniciativa de 

baixo custo associado e rápido retorno de investimento, o Brasil já explorou boa parte de seu potencial de 

geração de créditos de carbono para esse tipo de projeto. Por exemplo, todas as empresas produtoras de ácido 

nítrico brasileiras possuem ao menos um projeto de redução de emissão de GEE na fabricação desse composto. 

Ainda assim, há um potencial restante a ser explorado. Ao cruzar os valores informados de produção da 

ABIQUIM e aqueles disponíveis nos PDDs dos projetos brasileiros, percebe-se que nem todo o potencial de 

reduções de emissão na fabricação de ácido nítrico está sendo explorado. Esse fato pode ocorrer por dois 

motivos: nem todas as fábricas das empresas produtoras desses produtos químicos possuem projetos 

registrados de MDL ou nem toda a produção dessas fábricas é contemplada pelos CERs. Dessa forma, calculouse 

o potencial adicional de geração de créditos de cada empresa a partir da subtração da sua produção total 

pela quantidade que já recebe créditos de MDL. 

A redução de emissão na fabricação de ácido adípico não foi abordada, pois a única planta brasileira de 

produção desse composto já possui um projeto de MDL registrado. 



E LB = Produção i * FE LB-i * GWP N₂O 

i = Produto químico fabricado (ácido nítrico, caprolactama) 


E PR = E LB * (1-R ef) 





FE LB- HNO3 Fator de emissão por tonelada de ácido nítrico da linha de base 0,007 t N₂O/t ácido nítrico/ano IPCC e 2 

FE LB-Caprolactama Fator de emissão por tonelada de caprolactama da linha de base 0,006 t N₂O/t caprolactama/ano 3 

R ef Efici ncia de abatimento de N₂O 80% % 2 

- Produção Nacional de Caprolactama em 2008 55.395 t Caprolactama 1 

- Fator de utilização da capacidade instalada de Caprolactama em 2008 99% % Calculado 

- Produção Nacional de Ácido Nítrico em 2008 574.086 t Ácido Nítrico 1 

- Produtividade Nacional de Ácido Nítrico em 2008 91% % Calculado 

GWP N₂O Potencial de aquecimento global do N₂O 310 t CO₂e/t N₂O IPCC 

Taxa de câmbio média do euro no ano de 2007 1,37 US$/EUR 6 

- Custo do Investimento – Caprolactama 24,14 U$/t Caprolactama 4 

- Custo do Investimento – Ácido Nítrico 6,94 EUR/t Ácido Nítrico 5 

Custo do Investimento – Ácido Nítrico 9,51 US$/t Ácido Nítrico Calculado 

- Valor 1 do CER 5,00 US$/t CO₂e Default ICF&Fides 

- Valor 2 do CER 10,00 US$/t CO₂e Default ICF&Fides 

Fontes: 

1 Anuário da Indústira Química Brasileira 2009, ABIQUIM. 

2 PDD registrado "Petrobras FAFEN-BA Nitrous Oxide Abatement Project". 

3 Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Indústria Química – Ministério da Ciência e 

Tecnologia 2010. 

4 Calculado com base nos valores do PDD registrado "Catalytic N₂O Abatement Project in the tail gas of the Caprolactam production plant in Thailand" – 03/06/2009. 

5 Calculado com base nos valores do PDD registrado "N₂O Emission Reduction in nitric acid plant Paulínia, SP, Brazil" – 23/01/2007. 

6 FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve. gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype 

=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120.




141 


redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos químicos no Brasil, contemplando o n mero de possíveis 


venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 




Tabela 0-7 – Resultados do Projeto de Redução de Emissão de N₂O na Fabricação de Produtos Químicos 

Fator de redução de emissão anual 


0,434 

tCO₂e/ 

(t caprolactama x ano) 

0,372 tCO₂e/(t ácido nítrico x ano) 









Barreiras 

O Brasil conta com algumas atividades de projeto, j registradas, de redução de N₂O na fabricação de 

produtos químicos. Trata-se de projetos com um elevado potencial médio de redução de emissões e, portanto, 

elevado potencial de geração de receita proveniente da venda de créditos de carbono. Mesmo assim ainda há um 

potencial latente de geração de créditos de carbono na indústria química brasileira para esses projetos. 

A maior barreira a esse tipo de iniciativa é a inexistência de qualquer regulamentação governamental que 

obrigue/incentive a aplicação de projetos de redução de emissão de GEEs na fabricação de produtos químicos. De 

fato, não há nenhum benefício palpável ao desenvolvedor do projeto, a não ser a receita gerada pelos créditos de 

carbono. 

Uso de Insumos Alternativos na Fabricação de Produtos 

Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cimento 

A indústria de cimento apresenta elevadas emissões de GEE, geradas, principalmente, na fabricação do 

clínquer, um material sólido composto de calcário e outros materiais como argila e areia. A fabricação do 

clínquer consiste, de maneira simplificada, na mistura de suas matérias-primas em um forno de calcinação. 

Dois aspectos justificam a alta intensidade de emissões de CO₂ na produção de clínquer. Primeiramente, a 

obtenção de altas temperaturas nos fornos de calcinação demanda grande quantidade de energia, o que resulta em 

uma alta queima de combustível. Em segundo lugar, a fabricação do clínquer gera também emissões de processo: a 

reação do calc rio com o calor, no forno de calcinação, produz cal e CO₂ residual (CaCO3 + calor –> CaO + CO₂). 

Após a produção do clínquer, a fabricação de cimento se dá, de forma simplificada, pela mistura de 

aditivos, tais como gesso, escória ou fíler, no clínquer. Dependendo da quantidade e do tipo de aditivos, o 

cimento produzido possui diferentes características. 

Como a maioria das emissões de GEE provenientes da fabricação de cimento está relacionada à fabricação 

do clínquer, reduzir seu uso pode ser considerada a principal oportunidade de redução de emissões da indústria 

em questão. Com base nas metodologias de linhas de base e monitoramento existentes na CQNUMC, iniciativas 

de redução de emissão na fabricação de cimento consistem na menor utilização de clínquer através do aumento 

do teor de aditivos no cimento. As metodologias que tratam desse tipo de projeto se baseiam no seguinte 

princípio: quanto menor a utilização de clínquer na atividade de projeto, menores as emissões relacionadas à sua 

produção em relação a uma linha de base com baixo teor de aditivos. Algumas metodologias de linha de base e 

monitoramento se referem à indústria de cimento: a ACM0005, ACM0015, NM0331 e NM0302 são exemplos.

142 




Tendo em mente questões de sigilo industrial, as empresas brasileiras de cimento dificilmente fornecem 

informações específicas a respeito de suas fábricas, como a produção de cimento e o teor de clínquer no 

cimento fabricado. Assim, para contornar essa dificuldade de acesso à informação, foi necessário realizar 

estimativas. 

A produção de cimento desagregada por fábrica foi estimada confrontando-se diversas fontes: informações 

do DNPM (2009) de produção estadual, dados de capacidade produtiva do Global Cement Directory (2010), 

produção por empresa fornecida pelo Sindicato Nacional do Cimento em seu Press Kit de 2010, além de dados 

específicos de determinadas empresas, obtidos a partir de seus websites. 

O teor de clínquer no cimento produzido em cada fábrica, por outro lado, não foi possível estimar. Para 

contornar essa indisponibilidade, utilizou-se, na linha de base, o teor clínquer/cimento nacional, disponível no 

Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa, seção de Produção de Cimento. 



FE LB = RCCLB * MPClinquer * CCMP * MM CO₂/MM CaCO3 

E LB = Produção de cimento * FE LB 


FE PR = RCCPR * MPClinquer * CCMP * MM CO₂/MM CaCO3 

E PR = Produção de cimento * FE P 





RCCLB Relação de clinquer por cimento da linha de base 68% t clinquer/t cimento 1 

MPClinquer Relação de matéria-prima por clinquer 1,55 t matéria-prima/t clinquer 1 

CCMP Fração de CaCO3 na matéria-prima 78% t CaCO3/t matéria-prima Valor assumido como default (2 e 3) 

MM CO₂ Massa molecular do CO₂ 44 g/mol CO₂ Tabela periódica 

MM CaCO3 Massa molecular do CaCO3 100 g/mol CaCO3 Tabela periódica 

RCCPR Relação de clinquer por cimento do projeto 49% t clinquer/t cimento 4 

- Taxa de câmbio média do real no ano de 2007 1,95 R$/US$ 5 

- Custo do Investimento 75,84 R$/t cimento 4 

- Custo do Investimento 38,95 US$/t cimento Calculado 

- Valor 1 do CER 5,00 US$/t CO₂e Default ICF&FIDES 


FE LB Fator de emissão por tonelada de cimento da linha de base 0,362 tCO₂/t cimento/ano Calculado 

FE PR Fator de emissão por tonelada de cimento do projeto 0,261 tCO₂/t cimento/ano Calculado 

Fontes: 

1 Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Produtos Minerais (Parte I) – Produção de 

Cimento – Ministério da Ciência e Tecnologia 2010. 

2 United States Environmental Protection Agency (USEPA), 2001. Calculating CO₂ process emissions from Cement Production (Cement-based Methodology). 

3 World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08. 

4 Valores extraídos do PDD rejeitado "Use of blast furnace slag in the production of blended cement at Votorantim Cimentos" – 28/09/2006. 

5 5- FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve. gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype 

=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120.




143 


aumento do teor de aditivos na fabricação de cimento no Brasil, contemplando o número de possíveis projetos, 

assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de 

CERs e os investimentos necessários para tal. 




Tabela 0-10 – Resultados do Projeto de Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cimento 


Fator de redução de emissão anual 0,101 tCO₂e/(t cimento x ano) 






Custo do Investimento 3.982,5 Milhões US$ 



Barreiras 

Projetos que envolvem a inclusão ou aumento do uso de aditivos possuem uma dificuldade em logística, já 

que são necessárias mudanças na cadeia de suprimentos. Em outras palavras, um novo plano logístico deve ser 

elaborado, incluindo os novos fornecedores, os transportadores e a infraestrutura de armazenamento dos 

aditivos. Também deve haver um controle de qualidade desses aditivos oriundos de novos fornecedores. 

Outro elemento importante a ser levado em consideração é a disponibilidade dos aditivos. O cimento 

brasileiro já possui, sem os incentivos provenientes dos créditos de carbono, um alto uso de escória e outros 

aditivos em sua fabricação. Em 2005, de acordo com dados do MCT (2010), o teor de clínquer no cimento 

brasileiro era de 68%, contra uma média mundial de cerca 80% (WBSCD, 2010). Há também outros fatores que 

indicam a possível indisponibilidade de aditivos para o cimento brasileiro, sobretudo, as recentes associações 

entre cimenteiras e siderúrgicas. 

Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cal Hidratada 

Alternativa de redução de emissões de GEE contemplada na AMS-III.AD., essa categoria de projetos 

engloba a fabricação cal hidratada para propósitos construtivos incluindo-se certa quantidade de aditivos e 

materiais alternativos. A produção de cal hidratada no processo tradicional requer maior consumo energético, 

se comparada ao processo alternativo. Dessa forma, são reduzidas as emissões de GEE em sua fabricação. 


Em determinados setores da economia, o Brasil carece de informações específicas e desagregadas 

relacionadas à produção industrial, seja por motivos de confidencialidade ou pela própria indisponibilidade do 

dado. Não foi possível levantar dados desagregados a respeito da produção de cal hidratada por empresa ou 

fábrica. Tudo o que foi possível obter foi a produção nacional de cal hidratada dos associados à Associação 

Brasileira de Produtores de Cal e dos não associados. Esses dados estavam disponíveis no Segundo Inventário 

Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa. 

Outros dados específicos que eram desejáveis para o cálculo da redução de emissão foram estimados com 

base em uma abordagem top-down. Um exemplo é o combustível utilizado no processo produtivo de cada 

empresa: utilizou-se uma ponderação da matriz energética nacional para a produção de cal. Maiores 

informações podem ser encontradas abaixo e na planilha utilizada para os cálculos do inventário de 

oportunidades da produção de cal hidratada.

144 



E LB = Produção de cal hidratada * FE LB 

FE LB = FE ET-LB + FE EE-LB 

FE ET-LB = CE ET-LB * FE NR 

FE NR = Σ % i * FE i 

% i = Contribuição à matriz energética do combustível i 

FE i = Fator de emissão da queima estacionária do combustível i 

FE EE-LB = CE EE-LB * FE grid 


E PR = Produção de cal hidratada * FE PR 

FE PR = FE ET-PR + FE EE-PR 

E LB = Produção de cal hidratada * FE ET-PR + Produção de cal hidratada * FE EE-PR 

FE ET-PR = CE ET-PR * FE NR 

FE NR = Σ % i * FE i 

% i = Contribuição à matriz energética do combustível i 

FE i = Fator de emissão da queima estacionária do combustível i 

FE EE-PR = CE EE-PR * FE grid 







CE ET-LB Consumo específico de energia térmica por cal hidratada na linha de base 3,129 GJ/t cal Calculado com base em 2 

FE ET-LB Fator de emissão do uso de energia térmica na linha de base 0,175 t CO₂/t cal Calculado com base em 2 

CE EE-LB Consumo específico de energia elétrica por cal hidratada na linha de base 0,045 MWh/t cal Calculado com base em 2 

FE EE-LB Fator de emissão do uso de energia elétrica na linha de base 0,007 t CO₂/t cal Calculado com base em 2 

FE LB Fator de emissão por cal fabricada da linha de base 0,182 t CO₂/t cal Calculado com base em 2 

CE ET-PR Consumo específico de energia térmica por cal hidratada no projeto 1,986 GJ/t cal Calculado com base em 2 

FE ET-PR Fator de emissão do uso de energia térmica no projeto 0,111 t CO₂/t cal Calculado com base em 2 

CE EE-PR Consumo específico de energia elétrica por cal hidratada no projeto 0,051 MWh/t cal Calculado com base em 2 

FE EE-PR Fator de emissão do uso de energia elétrica no projeto 0,008 t CO₂/t cal Calculado com base em 2 

FE PR Fator de emissão por cal fabricada do projeto 0,119 t CO₂/t cal Calculado com base em 2 

FE NR Fator de emissão, por energia térmica, da produção de cal brasileira 56,0 kg CO₂/GJ Calculado 

FE GN Fator de emissão da queima estacionária de gás natural 56,1 kg CO₂/GJ IPCC 2006 

FE OC Fator de emissão da queima estacionária do óleo combustível 77,4 kg CO₂/GJ IPCC 2006 

FE CP Fator de emissão da queima estacionária de coque 97,5 kg CO₂/GJ IPCC 2006 

% i 

Contribuição à matriz energética da cal do coque de petróleo 30% % 3 

Contribuição à matriz energética da cal do gás Natural 20% % 3 

Contribuição à matriz energética da cal do óleo combustível 20% % 3 

Contribuição à matriz energética da cal do lenha 20% % 3 

Contribuição à matriz energética da cal do carvão vegetal 10% % 3 

- Produção nacional de cal hidratada dos associados à ABPC em 2008 1.201.000 t cal hidratada 1 

- Produção nacional de cal hidratada dos não associados à ABPC em 2008 815.000 t cal hidratada 1 

- Conversão de unidades GJ – MWh 3,6 GJ/MWh - 






- Custo do Investimento 40,00 US$/t cal 4 



Fontes: 

1 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Produtos Minerais (Parte II) – 

Produção de Cal – Ministério de Ciência e Tecnologia 2010. 

2 PDD em validação "Reduction of energy consumption during the production of hydraulic lime for the construction industry through the addition of non-calcined mineral 

components and additives. – Cementos Avellaneda S.A.Olavarría, Buenos Aires. Argentina." versão 0.4, Janeiro 2010. 


4 Expert Judgement com base em dados de custo da fabricação de cimento.




145 


aumento do teor de aditivos na fabricação de cal hidratada no Brasil, contemplando o número de possíveis 






Tabela 0-13 – Resultados do Projeto de Aumento do Teor de Aditivos na Fabricação de Cal Hidratada 


Fator de redução de emissão anual 0,063 tCO₂e/(t cal hidratada x ano) 









Barreiras 

As principais barreiras para projetos de aumento do teor de aditivos na fabricação de cal hidratada são 

tecnológicas. Há somente um projeto desse tipo em todo o mundo, tendo a Argentina como País-sede. A 

inovação tecnológica incorre na necessidade de pesquisa e desenvolvimento do produto e na adequação do 

site para que haja condições de realização das mudanças e instalação de novos equipamentos – uma vez que 

não há tecnologia disponível no mercado. No entanto, com o aumento da quantidade de projetos desse 

gênero, essa barreira poderá ser continuamente reduzida. 

Ainda em termos de tecnologia, o treinamento de pessoal para lidar com as inovações também pode ser 

considerado uma barreira. Outro risco a ser enfrentado por possíveis desenvolvedores de projetos é a não 

aceitação do novo produto e de suas modificações pelos clientes. Fora isso, faz-se necessário um novo sistema 

logístico que garanta a oferta constante de aditivos durante a nova operação, o que pode encarecer o produto. 

A receita gerada por créditos de carbono poderia, de certa forma, atenuar essas barreiras, seja possibilitando a 

venda de cal por um preço menor – aumentando a aceitação do produto – ou cobrindo custos adicionais de 

logística. 

Uso de CO₂ Biog nico como nsumo para a Fabricação de Compostos norg nicos 

Além de ser um GEE, o CO₂ também é matéria-prima para a fabricação de alguns produtos. Esse é o caso 

de compostos inorgânicos que contenham carbonato, como é o caso do bicarbonato de amônio, bicarbonato 

de sódio e carbonato de cálcio, por exemplo. 

O gás carbônico utilizado para a fabricação desses compostos é comumente proveniente da queima de 

combustíveis fósseis. Diferentemente de outros processos que queimam combustíveis, essa combustão não 

possui o intuito de gerar energia, somente de gerar o CO₂ que será utilizado como insumo para a fabricação 

dos compostos. 

De forma a reduzir as emissões desse setor da indústria, é possível substituir o combustível fóssil 

queimado por um combustível renovável de acordo com a AM0027 ou a AMS-III.J.

146 




Em tese, qualquer composto inorgânico que contenha um íon carbonato poderia aplicar esse projeto. 

Contudo, pode haver dificuldades tecnológicas envolvidas na mudança de insumo para a produção do CO₂ usado 

no processo. Por esse motivo, avaliou-se somente o potencial brasileiro referente a fabricação dos compostos 

inorgânicos bicarbonato de amônio, carbonato de cálcio e carbonato neutro de sódio, pois esses compostos são 

contemplados no PDD registrado "Raudi Chemical Salts". 

Informações referentes à produção nacional desses compostos, empresas produtoras e capacidade instalada 

das mesmas estavam disponíveis no Anuário da Indústria Química da ABIQUIM. 


Redução de emissão 

RE i = 44 * N i/M i * produção i * (k PR – k LB) 

i = Composto inorgânico i 



k PR Coeficiente de correção adimensional para o uso de CO₂ biog nico no projeto 1 - 2 

k LB Coeficiente de correção adimensional para o uso de CO₂ biog nico na linha de base 0 - 2 

- Produção nacional de bicarbonato de amônio em 2008 15.492 t bicarbonato de amônio 1 

- Produção nacional de carbonatos de cálcio em 2008 779.536 t carbonatos de cálcio 1 

- Custo do Investimento ND US$/t produto químico - 




Parâmetro Descrição Composto inorgânico Valor Unidade Fonte 

N i 

M i 

- 

Número de átomos de carbono na molécula 

do composto inorgânico i 

Massa molecular do composto inorgânico i 

Fator de utilização da capacidade instalada 

das fábricas do composto inorgânico i 

Fontes: 

1 Anuário da Indústira Química Brasileira 2009, ABIQUIM. 

2 Valor retirado do PDD registrado "Raudi Chemical Salts". 


Bicarbonato de amônio 1 - - 

Carbonatos de cálcio 1 - - 

Carbonato neutro de sódio 1 - - 

Bicarbonato de amônio 79 g/mol Calculado com base na tabela periódica 

Carbonatos de cálcio 100 g/mol Calculado com base na tabela periódica 

Carbonato neutro de sódio 106 g/mol Calculado com base na tabela periódica 

Bicarbonato de amônio 38% % 1 

Carbonatos de cálcio 76% % 1 

Carbonato neutro de sódio 57% % Estimativa 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo em relação à potencial aplicação do projeto de uso de 

CO₂ biog nico como insumo para a fabricação de compostos inorg nicos no Brasil, contemplando o n mero de 

possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com 

a venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 






Tabela 0-17 – Resultados do Projeto de Uso de CO₂ Biogênico como Insumo para a Fabricação de Compostos Inorgânicos 


Fator de redução de emissão anual ND** tCO₂e/(t produto químico x ano) 






Custo do Investimento ND*** Milhões US$ 

147 



**O fator de redução de emissão por produto químico fabricado depende de características específicas do produto, como sua massa molecular. Portanto não é possível fornecer um 

valor global. 

***Não foi possível obter informações a respeito do custo de aplicação do projeto em questão. 

Barreiras 

H somente um projeto envolvendo uso de CO₂ biog nico como insumo para a fabricação de compostos 

inorgânicos registrado no Brasil 55 . Segundo os desenvolvedores desse projeto, a principal barreira encontrada 

foi de cunho tecnológico. Isso porque, para a elaboração do projeto, foi necessário desenvolver uma nova 

tecnologia, com destaque para dois aspectos: as adaptações no processo convencional necessárias para sua 

implementação e os procedimentos de controle e garantia de qualidade requeridos para seu desenvolvimento. 

Devido ao fato de ser uma nova tecnologia, essa não foi testada antes da construção e operação da 

planta. Portanto, o desempenho da instalação, os custos de produção e a qualidade do produto final eram 

incertos. Projetos posteriores provavelmente não terão dificuldades tecnológicas tão grandes, já que esse 

projeto foi bem-sucedido no Brasil. 

Além das barreiras tecnológicas, projetos desse tipo podem ter dificuldades na obtenção de 

financiamento devido à necessidade de desenvolvimento de uma nova tecnologia e seus riscos associados. 

Para o projeto já desenvolvido no Brasil, por exemplo, as condições de financiamento oferecidas foram muito 

desfavoráveis. A receita proveniente dos créditos de carbono pode abrandar a barreira da dificuldade de 

financiamento. 

Fabricação de refrigeradores com gases de pequeno GWP 

Hidrofluorcarbonos (HFCs) são compostos com grande aplicação comercial, porém também possuem 

grande potencial de aquecimento global. Sua utilização é feita principalmente em produtos de refrigeração 

como geladeiras, freezers e equipamentos de ar-condicionado. 

Atualmente, há outros gases que podem cumprir o papel do HFC. Nesse caso, a substituição, no momento 

da fabricação, de HFCs por gases com menor PAG, constitui em uma redução de emissão de dióxido de carbono 

equivalente. As metodologias AM0071 e AMS-III.AB. tratam da substituição desse gás em refrigeradores. 


Há dois dados de entrada principais para o cálculo do potencial de redução de emissões da aplicação desse 

projeto: a produção de refrigeradores por fábrica e o principal gás refrigerante utilizado. Uma relação das fábricas 

brasileiras e sua produção foi retirada da dissertação de mestrado “O setor de eletrodomésticos de linha branca: 

um diagnóstico e a relação varejo-ind stria”, de Henrique Ribeiro Mascarenhas. J o g s refrigerante 

predominante, por empresa, foi levantado a partir de pesquisas nas fichas técnicas dos refrigeradores fabricados 

por cada empresa, nos websites dessas empresas. 

55 “Raudi Chemical Salts”.

148 



E LB = Quantidade de refrigeradores i * (FE fab-i + FE uso + FE fug-fab + FE fug-uso) * CI i-HFC * GWP HFC 

i = tipo de refrigerador 

Emissões do projeto 

E PR = Quantidade de refrigeradores i * (FE fab-i + FE uso + FE fug-fab + FE fug-uso) * CI i-HC * GWP HFC 







HFC-HC Relação de HFC-134a (gás da linha de base) por HC-600a (gás de projeto) 0,45 kg HC-600a/kg HFC-134a AM0071 

CI HFC-dom Carga inicial de HFC-134a por refrigerador doméstico fabricado 0,150 

kg HFC-134a/refrigerador 

doméstico 

CI HC-dom Carga inicial de HC-600a por refrigerador doméstico fabricado 0,07 kg HC-600a/refrigerador 

1 


AM0071 

CI HFC-FRV Carga inicial de HFC-134a por freezer vertical fabricado 0,400 kg HFC-134a/refrigerador 1 

CI HC-FRV Carga inicial de HC-600a por freezer vertical fabricado 0,18 kg HC-600a/refrigerador 


AM0071 

CI HFC-FRH Carga inicial de HFC-134a por freezer horizontal fabricado 0,250 kg HFC-134a/refrigerador 1 

CI HC-FRH Carga inicial de HC-600a por freezer horizontal fabricado 0,11 kg HC-600a/refrigerador 

FE fab-dom 

FE fab-com 

FE fug-fab 

Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida na 

fabricação de refrigeradores domésticos 

Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida na 

fabricação de refrigeradores comerciais 

Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida na sua 

fabricação 


AM0071 

0,2% % AM0071 

0,5% % AM0071 

2% % AM0071 

FE uso Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante que é emitida em seu uso 120% % AM0071 

FE fug-uso 

Fator de emissão da porcentagem de carga inicial de gás refrigerante emitida de maneira 

fugitiva em seu uso 

2% % AM0071 

- Produção nacional de refrigeradores e freezers em 2005 5.296.946 unidades 1 

- Fator de utilização da capacidade instalada fábricas brasileiras 76% % Calculado 

- Produção nacional de refrigeradores domésticos em 2005 4.683.262 unidades 1 

- Produção nacional de freezers verticais em 2005 241.356 unidades 1 

- Produção nacional de freezers horizontais em 2005 372.328 unidades 1 

- Proporção da produção nacional de refrigeradores domésticos em 2005 88% % Calculado 

- Proporção da produção nacional de freezers verticais em 2005 5% % Calculado 

- Proporção da produção nacional de freezers horizontais em 2005 7% % Calculado 

GWP HFC-134a Potencial de Aquecimento Global do HFC-134a 1.300 t CO₂e/t HFC-134a IPCC 

GWP HC-600a Potencial de Aquecimento Global do HC-600a 0 t CO₂e/t R-600a Assumido com base em IPCC 

- Custo do mínimo do investimento 8,00 US$/refrigerador 2 

- Custo do máximo do investimento 30,00 US$/refrigerador 2 

- Custo médio do investimento 19,00 US$/refrigerador Calculado com base em 2 

- Valor 1 do crédito 5,00 US$/t CO₂e Default ICF&FIDES 

- Valor 2 do crédito 10,00 US$/t CO₂e Default ICF&FIDES 

Fontes: 

1 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de gases de efeito estufa nos processos industriais – Emissões na produção e no 

consumo de HFCs e PFCs – Ministério da Ciência e Tecnologia 2010. 

2 IPCC/TEAP, 2005. IPCC Special Report – Safeguarding the Ozone Layer and the Global Climate System Issues Related to Hydrofluorocarbons and Perfluorocarbons. 



fabricação de refrigeradores com gases de pequeno PAG no Brasil, contemplando o número de possíveis 








Tabela 0-20 – Resultados do projeto de fabricação de refrigeradores com gases de pequeno PAG 


Fator de redução de emissão anual ND** tCO₂e/(t produto químico x ano) 



Número de projetos 5* Unidades 




149 



** O fator de redução de emissão varia em função do tipo de refrigerador fabricado, portanto não é possível determinar um fator de redução de emissão padrão. 

Barreiras 

Apesar de haver fabricantes brasileiros de refrigeradores que utilizam gases de pequeno GWP, não há 

nenhum projeto desse tipo registrado ou em validação no Brasil, e nem no restante do mundo. A prática 

comum, no País, é o uso de HFC-134a, que segundo o MCT (2010) substituiu o CFC-12 a partir de 1997, por não 

ser nocivo à camada de ozônio. 

Barreiras quanto à substituição desse gás estão relacionadas à adequação das linhas de produção 

existentes a novos produtos e às eventuais mudanças que devem ser realizadas nos refrigeradores fabricados. 

Outro elemento a ser avaliado é a disponibilidade de gases com PAG pequeno. Trata-se de um mercado 

emergente, já que o uso de gases como o HC-600a surgiu somente nos anos mais recentes. Portanto, pode ser 

necessário importar o gás refrigerante a preços mais elevados, um ônus que poderia ser compensado pela 

receita proveniente da venda de créditos de carbono. 

Mudança de Insumo na Fabricação de Amônia e Ureia 

Uma das etapas do processo de fabricação de amônia e ureia envolve a conversão de um combustível em um 

gás sintético que é utilizado posteriormente como insumo. Dentre os combustíveis que podem ser usados nessa 

etapa, inclui-se nafta, gás liquefeito de petróleo (GLP) e gás natural. 

Reduções de emissão na fabricação de amônia e ureia podem ser obtidas através da troca de insumos. 

Fábricas que utilizem GLP ou nafta, que são combustíveis mais intensivos em carbono, podem utilizar, 

alternativamente, o gás natural. 


Da mesma forma que nos demais cálculos de redução de emissão que necessitavam de dados referentes à 

indústria química brasileira, o Anuário da Indústira Química Brasileira da Abiquim foi utilizado como base. 

Entretanto, nem todas as informações necessárias estavam disponíveis na publicação da ABIQUIM. Esse 

problema foi contornado pelo uso de premissas. A principal premissa adotada concerne a definição de gás 

utilizado como feed para a produção do gás sintético necessário a produção de ureia na linha de base: 

considerou-se que todas as empresas utilizavam nafta. As demais premissas adotadas e cálculos realizados 

estão disponíveis abaixo.

150 



E LB = E LB-feed + E LB-energia 

E LB-feed = C LB-nafta – C ureia 

C LB-nafta = 44/12 * Produção de ureia * CEF nafta * TC nafta 

C ureia = 44/60 * Produção de ureia 

E LB-energia = Produção de ureia * CEE nafta * FE CO₂-LB 


E PR = E PR-feed + E PR-energia + E CDR 

E PR-feed = C PR-GN – C ureia 

C PR-GN = 44/12 * Produção de ureia * CEF GN * TC GN 

C ureia = 44/60 * Produção de ureia 

E PR-energia = Produção de ureia * CEE GN * FE CO₂-GN 

E CDR = E CDR-EE + E CDR-ET 

E CDR-EE = CEEE CDR * Produção de ureia * Fegrid 

E CDR-ET = Produção de ureia * FE CDR-ET 







CEF nafta Consumo específico de feed para a fabricação de ureia com nafta 0,299 t nafta/t ureia 4 

CEE nafta Consumo específico de energia para a fabricação de ureia com nafta 0,0059 TJ/t ureia 4 

TC nafta Teor de carbono do nafta brasileiro 0,890 t C/t nafta Calculado 

- Teor de carbono do nafta 20 t C/TJ 2 

- Fator de conversão de kcal para TJ 4,19E-09 TJ/kcal - 

- Poder calorífico inferior do nafta 10.630 kcal/kg BEN 

FE CO₂-LB 

Fator de emissão de CO₂ do combustível de menor fator de emissão 

utilizado na linha de base 

56,1 t CO₂/TJ IPCC 

CEF GN Consumo específico de feed para a fabricação de ureia com gás natural 0,280 t GN/t ureia Calculado com base em 4 

CEE GN Consumo específico de energia para a fabricação de ureia com gás natural 0,0059 TJ/t ureia Calculado com base em 4 

TC GN Teor de carbono do gás natural 0,736 t C/t GN Calculado 

- Densidade do gás natural 1.305 m3/t 3 

- Teor de carbono do gás natural 15,3 t C/TJ 2 

- Poder calorífico inferior do gás natural seco 8.800 kcal/m3 6 

- Poder calorífico inferior do gás natural seco 0,048 TJ/t Calculado 

FE CO₂-GN Fator de emissão de CO₂ da combustão do g s natural 56,1 t CO₂/TJ IPCC 2006 

CEEE CDR Consumo específico de energia elétrica da planta de CDR 0,004 MWh/t ureia Calculado com base em 4 

FECDR-ET Fator de emissão específico de CO₂ do consumo de energia térmica da 

planta CDR por ureia fabricada 

0,023 t CO₂ ECDR/t ureia Calculado com base em 4 

FEgrid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação para 2009 0,25 t CO₂/MWh MCT 





- Produção nacional de ureia 1.182.611 t ureia 1 

- Fator de utilização da capacidade instalada das fábricas de ureia 69% % Calculado 

- Taxa de câmbio média da rupia no ano de 2008 43,41 Rs/US$ 5 

- Custo do Investimento 9,22 US$/t ureia 



Fontes: 

1 Anuário da Indústira Química Brasileira 2009, Abiquim. 

2 “ nvent rio Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – ANEXO I – Adequação da Metodologia do IPCC para o Inventário das Emissões de Gases de Efeito Estufa 

por Queima de Combustíveis – Abordagem bottom-up". 

3 Companhia de Gás de São Paulo – Comgás (valor para o gás natural à 20 o C). 

4 PDD em validação “Feed switchover from Naphtha to Natural Gas at Phulpur plant of FFCO” at Phulpur, Allahabad, Uttar Pradesh by M/s Indian Farmers Fertiliser Cooperative 

Ltd. (IFFCO)" Version 03 -05/07/2008. 

5 PDD em validação "Feedstock conversion from Naphtha to Natural Gas (NG) at SFC-Kota Urea complex", Version 02 – 20/08/07. 

6 EPE/MME, Balanço Energético Nacional 2010. Disponível em https://ben.epeg.gov.br/downloads/Relatorio_Final_BEN_2010.pdf.




151 


mudança de insumo na fabricação de amônia e ureia no Brasil, contemplando o número de possíveis projetos, 

assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de 

CERs e os investimentos necessários para tal. 




Tabela 0-23 – Resultados do projeto de mudança de insumo na fabricação de amônia e ureia 


Fator de redução de emissão anual 0,198 tCO₂e/(t ureia x ano) 









Barreiras 

A tecnologia relacionada à mudança de processo e o financiamento são as duas principais barreiras à 

utilização de gás natural como feed na produção de ureia. 

Assim como ocorre em qualquer novo sistema, é preciso contratar mão de obra qualificada e adequar o 

sistema operacional ao novo processo produtivo, o que envolve riscos, tais como a possível interrupção da 

produção devido ao seu mau funcionamento. 

Financeiramente, o maior empecilho a esse tipo de projeto seria o alto investimento requerido, 

especialmente se a construção de uma planta de recuperação de dióxido de carbono (Carbon Dioxide Recovery 

plant (CDR)) for necessária. Nesse sentido, a receita gerada por créditos de carbono poderia suavizar essa 

barreira. 

Mudança de Insumos na Fabricação de Tijolo 

Tijolos podem ser fabricados de diferentes maneiras. Uma das possibilidades de reduzir as emissões em 

sua fabricação é através da utilização de diferentes aditivos. Tais aditivos podem substituir a argila queimada 

usada como matéria-prima na produção de tijolos. Ao evitar o uso de argila queimada, evitam-se as emissões 

de GEE decorrentes do uso de combustível fóssil para tratamento térmico dessa argila, reduzindo-se as 

emissões de GEE totais. 


Não foi possível obter dados desagregados a respeito da produção de tijolos. Segundo o Ministério de 

Minas e Energia (2009), "o segmento de Cerâmica Vermelha, pelo grande número de unidades produtivas e sua 

distribuição nos vários estados, de modo geral apresenta uma deficiência grande em dados estatísticos e 

indicadores de desempenho bem consolidados". 

Mesmo assim, o grupo de estudo pôde identificar 300 empresas de cerâmica no banco de dados da 

Associação Nacional da Indústria Cerâmica, sem que fosse possível determinar dados específicos individuais 

como produção de tijolos ou consumo de combustível. Dessa forma, estimou-se que essas 300 empresas, que 

representam 5% do total de empresas brasileiras no setor (MME, 2009), seriam responsáveis por 50% da 

produção nacional. Essa estimativa baseia-se na premissa de que os maiores produtores possuem uma maior 

organização e formalidade, e assim são esses que possuem cadastro na associação nacional.

152 



E LB = Produção de tijolos * FE LB 

FE LB = CC ETNR * FE CNR 


E PR = Produção de tijolos * FE PR 

FE PR = CC EE * FE grid 







- Massa média do tijolo 0,003 t/tijolo 4 

FE CNR Fator de emissão da queima estacionária de lenha nativa 112 kg CO₂/GJ IPCC 2006 

CE ETNR Consumo específico de energia térmica não renovável na linha de base 0,631 GJ/t tijolo Calculado 

FE LB Fator de emissão da fabricação de tijolos na linha de base 0,071 t CO₂e/t tijolo Calculado 

FE PR Fator de emissão da fabricação de tijolos do projeto 0,001 t CO₂e/t tijolo Calculado 

CE EE Consumo específico de energia elétrica por massa de tijolo no projeto 0,006 MWh/t tijolo Calculado 

% NR 

Parcela não renovável na matriz energética do segmento brasileiro de 

cerâmica vermelha (lenha nativa) 

50% % 1 

- Produção nacional de blocos/tijolos em 2008 55.200.000.000 peças 1 

- Quantidade de empresas produtoras de tijolos 5.500 Empresas 1 

Quantidade de empresas de cerâmica identificadas 300 Empresas 6 


FEgrid,BM Fator de Emissão da rede de margem de construção para 2009 0,08 t CO₂/MWh MCT 

FEgrid,CM Fator de Emissão da rede de margem combinada para 2009 0,16 t CO₂/MWh 



- Taxa de câmbio média da rupia no ano de 2009 48,32 Rs/US$ 5 

- Custo do Investimento 15,00 US$/t tijolo Calculado com base em 4 



Fontes: 

1 Ministério de Minas e Energia, 2009. Anuário Estatísticos – Setor de Transformação de Não Metálicos. 

2 A produção da empresa média nacional foi obtida dividindo-se a fabricação nacional de telhas e tijolos pela quantidade de empresas presentes no Brasil. Os valores foram obtidos 

a partir de dados do Ministério de Minas e Energia (2009). 

3 Dados de produção de pequenas, médias e grandes empresas foram obtidos a partir de dados do Ministério de Minas e Energia (2009). 

4 PDD em validação "Fly ash bricks project at UBMPL", versão 01, 30/12/2009. 

5 FED. "Economic Research and Data". Disponível em www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype 

=spreadsheetml&label=include&layout=sseriescolum&lastObs=120. 

6 Associação Nacional da Indústria Cerâmica. 



mudança de insumos na fabricação de tijolo no Brasil, contemplando o número de possíveis projetos, assim 

como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e 

os investimentos necessários para tal. 




Tabela 0-26 – Resultados do projeto de mudança de insumos na fabricação de tijolo 


Fator de redução de emissão anual 0,070 tCO₂e/(t tijolo x ano) 






Custo do Investimento 1.366,3 Milhões US$ 



Barreiras 



153 

Não há nenhum projeto desse tipo desenvolvido no Brasil – todos os projetos já desenvolvidos até o 

momento foram sediados na Índia. Dentre as barreiras tecnológicas existentes, algumas aparecem com mais 

frequência, a começar pela falta de mão de obra qualificada para lidar com a nova tecnologia. Na Índia, assim 

como no Brasil, o processo de produção de tijolos possui grande dependência de trabalho manual. No entanto, 

com a mudança de insumos, altera-se também o processo que passa a ser mais automatizado – a partir dessa 

mudança, os funcionários terão que aprender a lidar com uma tecnologia desconhecida, o que implica 

necessidade de treinamento e custos adicionais. 

A descrença inicial do mercado consumidor em qualquer tipo de tijolo que não seja o tradicional também 

constitui-se em uma barreira. Por tratar-se de um produto usado em larga escala durante muito tempo, a 

dificuldade de aceitação pode ser apontada como uma barreira de prática comum. Da mesma forma, o fato de o 

novo processo gerar um tijolo de coloração cinzenta 56 , diferente da cor tradicional de tijolos, contribui para que o 

novo processo encontre barreiras de entrada no mercado. 

Mais ainda, a informalidade da indústria de cerâmica vermelha no Brasil pode dificultar a participação de 

fabricantes na geração de créditos de carbono devido à burocracia envolvida no processo. 

Finalmente, de maneira semelhante à que ocorre no aumento do teor de aditivos na fabricação de 

cimento, a adição de escória ao tijolo está sujeita à disponibilidade desse material, que não é abundante 

atualmente no Brasil. 

Mudança Concomitante de Insumos e Processos Industriais 

Mudança de Processos e Insumos na Fabricação de Ferro-gusa 

O ferro-gusa é geralmente obtido pela redução do minério de ferro por carvão, como agente redutor, e 

calcário em um alto forno. Se, ao invés de utilizar carvão mineral como agente redutor nessa reação, conforme 

orienta a AM0082, o proponente do projeto substituir esse combustível por outro que seja renovável, como o 

carvão vegetal, reduz-se as emissões de GEE em relação à linha de base de utilização de carvão mineral. 


Diferentemente de outros setores da indústria brasileira, não há uma carência de dados na siderurgia. Há 

associações como o Instituto Aço Brasil e o Sindicato dos Produtores Ferrosos de Minas Gerais (Sindifer) que 

possuem uma quantidade satisfatória de dados. 

Apesar de estar disponível uma relação de mais de 80 produtores ferrosos, não foi levantada uma 

quantidade tão significativa de oportunidades concretas de aplicação dessa iniciativa de redução de emissão de 

GEE. Isso se deve ao fato de que parte significativa da produção brasileira de ferro-gusa é feita a partir de 

carvão vegetal. Segundo o estudo "A nd stria Brasileira do Gusa de Mercado”, realizado pelo CETEM/MCT 

(Centro de Tecnologia Mineral – Ministério de Ciência e Tecnologia), e o anuário de 2007 do Sindifer, todos os 

produtores independentes de gusa (isto é, que não produzem aço, somente gusa) utilizavam, em 2006, o 

carvão vegetal como agente redutor em seu processo produtivo. Assim, não é possível aplicar o projeto, uma 

vez que as emissões associadas a produção do ferro-gusa brasileiro são naturalmente reduzidas. 

Portanto, foi considerada a produção somente das siderúrgicas integradas que, de acordo com o Anuário do 

Instituto Aço Brasil de 2010, possuem alto-forno movido a coque. Obteve-se os consumos energéticos específicos 

(por gusa fabricado) dessas empresas em seus respectivos balanços energéticos. 

56 “India-FaL-G Brick and Blocks Project No.2”

154 



E LB = PAR LB + EP LB 

PAR LB = Produção de ferro-gusa * CE Coque * FE Prod-Coque 

EP LB = Produção de ferro-gusa * FE P-LB 

FE P-LB = %C Coque * CE Coque * 44/12 


E LB = PAR LB + EP LB 

PAR PR = Produção de ferro-gusa * CE CV * FE Prod-CV 

EP PR = 0 







FE Prod-Coque Fator de emissão da produção de coque 0,403 t CO₂e/t Coque 3 

%C Coque Conteúdo de carbono do coque 89% % C 3 

CE CV Consumo específico de carvão vegetal 0,6 t carvão vegetal/t gusa 3 

FE Prod-CV Fator de emissão da produção de carvão vegetal 0,923 t CO₂e/t carvão vegetal Calculado com base em 3 

- Fator de emissão de CH₄ da produção de carvão vegetal 0,044 t CH₄/t carvão vegetal 3 

- GWP do CH₄ 21 t CO₂e/t CH₄ IPCC 

- Custo do Investimento 35,00 US$/t ferro-gusa expert judgement 



Fontes: 

1 Instituto Aço Brasil. "Anuário Estatístico 2010". Disponível em www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp. Acesso em 27/10/2010. 

2 ABM Brasil. Anais do XXVIII Seminários de Balanços Energéticos e Utilidades e XXII Encontro de Produtores e Consumidores de Gases Industriais. 

3 Disponível em www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/obras--fonte.asp?codF=201&fonte=ABM%20Semin%C3%A1rio%20de%20balan%C3%A7o%20Energ%C3%A9ticos 

%20Globais%20e%20Utilidades,%2028. Acesso em 27/10/2010. 

4 PDD em validação "Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig Iron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil", versão 01, 16/06/2010. 

5 Centro de Tecnologia Mineral, 2006. A Indústria Brasileira do Gusa de Mercado. 

6 Anuário de 2007 do SINDIFER. Disponível emwww. sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em 04/11/2010. 



mudança de processos e insumos na fabricação de ferro-gusa no Brasil, contemplando o número de possíveis 






Tabela 0-29 – Resultados do Projeto de Mudança de Processos e Insumos na Fabricação de Ferro-gusa 


Fator de redução de emissão anual 0,772 tCO₂e/(t gusa x ano) 





Receita pela redução de emissões em 10 anos (CER a US$10) 1.587,6 Milhões US$ 




Barreiras 



155 

A participação da produção integrada de ferro-gusa baseada em carvão vegetal na produção nacional tem sido 

reduzida nos últimos anos. De 1983 a 2006, segundo dados do SINDIFER (2007), essa participação passou de 18% a 

5%. Essa queda é justificada, sobretudo, pela dificuldade de escala do uso de carvão vegetal, visto que os alto-fornos 

movidos a coque podem comportar maiores quantidades de agente redutor. Fornos que usam coque podem 

comportar até 10.000 toneladas de agente redutor, enquanto que aqueles movidos à carvão vegetal não suportam 

mais que 2.000 toneladas 57 . Por sua vez, a produção independente de gusa, cuja produção é feita em escalas 

menores baseia-se integralmente no carvão vegetal, de acordo com o CETEM/MCT (2006) e o SINDIFER (2007). 

Em termos de barreiras associadas a subsídios e impostos, deve ser ressaltado que o governo brasileiro 

extinguiu o imposto de importação de carvão mineral no início dos anos 90, acarretando em uma queda no 

consumo de carvão vegetal nas indústrias integradas de 11,3 milhões de metros cúbicos para somente 3,8 

milhões 58 . 

A dependência de carvão vegetal também pode ser um risco para as grandes empresas, já que seu 

fornecimento é mais incerto do que o de carvão mineral e a mudança de insumo pode gerar maiores 

complicações logísticas. Esse risco pode ser mitigado através do investimento numa plantação da própria 

empresa, garantindo o fornecimento contínuo de carvão vegetal. No entanto, devem ser levados em 

consideração o tempo de maturação de novas plantações (cerca de seis a sete anos para o eucalipto), que 

causa demora no retorno do investimento realizado, bem como as dificuldades relacionadas ao licenciamento 

do uso da terra no Brasil. Deve ser ressaltado também que as elevadas taxas de juros brasileiras não 

contribuem para investimentos com retorno mínimo de seis anos. 

Essas barreiras poderão ser amenizadas pela receita obtida com a venda de créditos de carbono. 


Uma quantidade menor de metodologias foi incluída no elo 2, tratamento de subprodutos, em comparação ao 

elo 1. Assim, identificou-se uma quantidade inferior de possíveis projetos para o elo 2. 

A Tabela 0-30 resume as informações pertinentes a respeito de projetos de MDL no Brasil e no mundo, 

sua quantidade, status e potencial de redução de emissão. 

De maneira semelhante à que ocorreu no elo da produção, a quantidade de projetos no restante do 

mundo concentrou-se em duas metodologias: a AM0001 e a AM0028, responsáveis por 72% do total de 

projetos. 

Também ocorreu uma concentração em projetos brasileiros. Apenas três metodologias, dentre as que 

foram definidas para esse setor, já foram aplicadas no Brasil. Dessas, a combinação da AM0028 e da AM0034 

foi responsável por 60% do total de projetos e do maior potencial total de redução de emissões, com cerca de 

6.000 ktCO₂ por ano. Os demais projetos desse elo no País, em conjunto, respondem por 364 ktCO₂ evitadas 

anualmente. 

Seguindo o modelo do elo 1, maior detalhamento a respeito das iniciativas de redução de emissão 

possíveis é encontrado nas subseções abaixo. 

57 “Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig ron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil”. 

58 “Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig ron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil”.

156 



Tabela 0-30 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 2 – Setor de Outros Insumos para a Indústria 




Destruição de gases 

gerados na produção 

Recuperação de 

subprodutos 

Utilização de 

subprodutos como 

insumo 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 2 – Tratamento de Subproduto 


Projetos 

registrados 



Projetos 

Rejeitados 


Projetos 

Desenvolvidos 

Potencial Total de 



Potencial Médio de 




no resto do 

Mundo 


Projetos* 

AM0001 - - - - - - - 20 

AM0021 - - 1 - 1 5961 5961 4 

AM0028 - - - - - - - 13 

AM0028 

AM0034 

- - 3 - 3 362 121 3 

AM0064 - - - - - - - 1 

AMS-III.W. - - - - - - - - 

AMS-III.K. 

AMS-I.D. 

- - - - - - - 2 

AMS-III.K. - - - - - - - 

AMS-III.AI. - - - - - - - - 

AMS-III.X. 1 - - - 1 2 2 1 

AM0063 - - - - - - - 1 

AM0066 - - - - - - - 1 


Fonte: Elaboração Própria com base na CQNUMC e CD4-CDM 59 . 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Tratamento de Subprodutos 

No elo de tratamento de subprodutos foram avaliadas 8 metodologias, das quais, em última análise, 

apenas uma foi incluída no estudo, em somente um tipo de projeto. Devido principalmente a particularidades 

brasileiras e à indisponibilidade de informações, as demais foram desconsideradas, conforme justificado a 

seguir. 

A metodologia AM0001, que trata da incineração do HFC-23 gerado na fabricação de HCFC-22, foi 

desconsiderada, pois não há mais produção de HCFC-22 no País (MCT, 2010). 

O tipo de projeto de recuperação de CO₂ para uso como insumo, referente à metodologia AM0063, foi 

desconsiderado por ser prática comum das principais empresas produtoras de gás carbônico liquefeito, de 

acordo com o contato com especialistas do setor de gases industriais. 

As metodologias AM0064 e AMS-III.W., do tipo de projeto de captura e destruição de metano em 

atividades mineradoras, foram desconsideradas por não haver dados sobre o conteúdo de metano de minas 

brasileiras que não sejam de hidrocarbonetos. 

O potencial de aplicação da recuperação de HFC em refrigeradores, da AMS-III.X., não pode ser avaliado, 

pois haveria dupla contagem com as reduções de emissão da fabricação de refrigeradores com gases de 

pequeno GWP, algo que a própria AMS-III.X. não permite. 

O tratamento alternativo de ácido sulfúrico não foi abordado pela ausência de informações, a 

metodologia AMS-III.AI. não possui nenhum PDD registrado ou em validação. Não haveria, assim, nenhum dado 

para realizar proxys. 

59 A pesquisa foi feita no mês de agosto nos Websites da CQNUMC e CD4-CDM. Disponível em http://cdmpipeline.org/e http://www. unfccc.int/.

Destruição de gases gerados na produção 



Destruição de Metano Gerado na Produção de Carvão Vegetal 

157 

O carvão vegetal é produzido por meio da carbonização da madeira ou lenha. A carbonização é uma 

reação de pirólise, isto é, decomposição térmica e matéria orgânica na ausência de oxigênio. Assim como no 

tratamento anaeróbio de resíduos, a decomposição de matéria orgânica sem oxigênio gera metano como um 

subproduto. 

Na produção tradicional não industrial de carvão vegetal, o metano gerado durante o processo é liberado 

para a atmosfera. Porém, é possível utilizar instalações industriais para a produção desse combustível, 

instalando-se assim equipamentos para queimar o metano gerado no processo e promover redução de 

emissão de GEE, conforme descrito na metodologia AMS-III.K. 

Encontra-se abaixo um exemplo prático de um projeto de MDL de destruição de metano gerado na 

produção de carvão vegetal realizado no Sri Lanka. 

PROJETO MODELO: DESTRUIÇÃO DE METANO 

GERADO NA PRODUÇÃO DE CARVÃO VEGETAL 

Carvão vegetal pode ser produzido a partir de diferentes matérias-primas animais ou vegetais por meio da pirólise. No Brasil, a 

matéria-prima mais utilizada em sua produção é a lenha. No Sri Lanka, contudo, é comum sua produção a partir de cascas de 

coco. 

De modo a reduzir as emissões de GEE, a Recogen Limited, mecanizou seu processo de produção e incluiu um sistema de 

captura e queima do metano gerado na pirólise. A partir da queima, gera-se energia que é vendida à Companhia Energética do 

Ceilão. 

O projeto envolve a produção de 26.400 toneladas de carvão vegetal, a capacidade de geração de 5,8 MW e a redução de 

emissão de cerca de 47 mil toneladas de GEE anualmente. Além disso, o projeto contribui ao desenvolvimento sustentável 

gerando empregos na operação da fábrica e evitando a emissão de outros gases residuais. 

A Tabela 0-31, abaixo apresenta as emissões da linha de base, do projeto e a redução de emissões: 

Tabela 0-31 – Emissões de Linha de Base 


Ano Emissões da Linha de Base (tCO₂e) Emissões do Projeto (tCO₂e) Emissões Evitadas (tCO₂e) 

2008 46.656 0 46.656 

Esse tipo de iniciativa de redução de emissão de GEE é bastante inovadora, não possuindo nenhum PDD 

registrado no mundo e apenas um e validação. 

A estimativa de redução de emissão de GEE utilizou, como dado de entrada, a produção municipal de 

carvão vegetal, retirada da pesquisa de Produção da Extração Vegetal e da Silvicultura de 2008, do IBGE. 

Pelo fato de o levantamento de quantidade de projetos aplicáveis ter se baseado na produção de carvão 

vegetal por município, foi necessário definir um piso de produção abaixo do qual não seria viável a construção 

de uma instalação industrial para a fabricação de carvão vegetal. Devido ao conhecimento ainda incipiente em 

relação a essa técnica, optou-se por definir a dimensão mínima de projeto por meio da redução de emissão 

pleiteada. Dessa forma, o valor de 524 t CO₂e de redução de emissão foi escolhido como mínimo de aplicação 

do projeto por ser a menor redução de emissão anual de um projeto de pequena escala já registrado no âmbito 

do MDL.

158 



E LB = E CH₄ + E EE 

E CH₄ = Produção de carvão vegetal * (MCV – OR) * GWP CH₄ 

E EE = Geração de energia * FE grid 


E PR = E transporteMP + E transporteCV + E fugitiva 

E fugitiva = (1 – ECF) * MCV * GWP CH₄ 

E transporteMP = DM * (Produção de madeira para carvão vegetal/C caminhão) 

Produção de madeira para carvão vegetal = Produção de carvão vegetal/PCV-M 

E transporteCV = DM * (Produção de carvão vegetal/C caminhão) 

Área da plantação = Produção de madeira para carvão vegetal/PROD = Raio total^2 * π 

Raio Médio da Plantação = ((Raio total^2)/2)^(1/2) 

DM = Raio Médio da plantação 







MCV Geração de metano da produção de carvão vegetal 0,044 t CH₄/t Carvão Vegetal 2 

OR 

Obrigação regulatória de queima do metano gerado na produção de carvão 

vegetal 

0 t CH₄/t Carvão Vegetal Expert Judgement 

PROD Produtividade média da plantação de eucalipto 1 t eucalipto/km 2 Expert Judgement 

PCV-M Produção de carvão vegetal por madeira utilizada 0,31 t carvão vegetal/t madeira 2 

CCaminhão Capacidade média do caminhão para transporte de carvão vegetal 35 t/caminhão Expert Judgement 

DM Distância média incremental do caminhão na atividade de projeto 

Varia em função da 

produção 

km Calculado 

FE Transp Fator de emissão de CO₂ do caminhão utilizado no transporte 1,12 kg CO₂/km 2 

ECF Eficiência de Captura do flare utilizado no projeto 90% % 3 

GWPCH₄ Potencial de aquecimento global do metano 21 t CO₂e/t CH₄ IPCC 2006 

DCH₄ 

Densidade de metano (0,67 Kg/m3 à temperatura de 20 graus e 1 atm 

pressão) 

0,00067 t CH₄ /m 3 CH₄ 4 

EF elet. Eficiência da geração de eletricidade 30% - 6 

- Conversão de unidades GJ – MWh 3,6 GJ/MWh - 

PCI metano Poder calorífico do metano 0,036 GJ/m 3 CH₄ 5 




Calculado de acordo com a "Ferramenta 

para calcular o fator de emissão para um 


- Custo do Investimento ND US$/t Carvão Vegetal - 



Fontes: 

1 IBGE – Produção da Extração Vegetal e da Silvicultura. 

2 PDD em Validação "Use of Charcoal from Renewable Biomass Plantations as Reducing Agent in Pig Iron Mill at ArcelorMittal Juiz de Fora, Brazil". 

3 Premissa extraída da AMS-III.K. 

4 Metodologia ACM0010. 

5 Projeto 2548 – Gramacho Landfill Gas Project. 

6 Assumido com base em World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08. 



destruição de metano gerado na produção de carvão vegetal no Brasil, contemplando o número de possíveis 


venda de CERs, a potencial contribuição à matriz energética nacional e os investimentos necessários para tal. 






Tabela 0-34 – Resultados do projeto de destruição de metano gerado na produção de carvão vegetal 


Fator de redução de emissão anual 0,840 tCO₂e/(t carvão x ano) 







Custo do Investimento ND** Milhões US$ 

159 


será divulgada como um anexo do presente estudo. **Não foi possível obter informações a respeito do custo de aplicação do projeto em questão. 

Barreiras 

A principal barreira enfrentada para projetos de destruição de metano gerado na produção de carvão 

vegetal é relacionada à prática comum. A produção informal e, até certo ponto, artesanal, é uma dificuldade, 

pois a atividade de projeto requer que seja criada uma instalação para que se possa produzir carvão vegetal 

capturando-se o metano gerado. Em conjunto com a industrialização, é preciso certo grau de automatização da 

produção, o que também é um empecilho ao projeto devido à necessidade de contratação de mão de obra 

especializada e maiores investimentos. 

Essas barreiras, sobretudo, a de investimento, poderão ser amenizadas pela receita obtida com a venda de 

créditos de carbono. 



potencial por site será divulgada como um anexo do presente estudo. A Tabela 0-35 apresenta os resultados 

consolidados do setor de Outros Insumos para a Indústria. 

Tabela 0-35 – Resultados Consolidados do Setor de Outros Insumos para a Indústria 



Potencial Redução 

de Emissões GEE 

em 10 anos 

Potencial 

Receita com a 

Venda de CERs 

em 10 anos 

(CER = 10 US$) 

Investimento 

Fator de Redução de 

Emissão anual 


Total Setor de Outros Insumos para a Indústria 706 n/a 287.091.978 2.871 5.009 n/a n/a 


cal hidratada 


cimento 

Fabricação de refrigeradores com gases de 

pequeno GWP 

Mudança de insumo na fabricação de amônia e 

ureia 

9 

Produtores de cal hidratada 

identificados 

756.053 8 48,0 0,063 

68 Fábricas de cimento 52.825.742 528 3.982,5 0,101 

tCO₂e/t cal 

hidratada 

tCO₂e/t 

cimento/ano 

5 Fábricas de refrigeradores 13.267.696 133 92,7 n/a n/a 

3 Empresas produtoras de ureia 2.345.506 24 10,9 0,198 

tCO₂e/t 

ureia/ano 

Mudança de insumos na fabricação de tijolo* 300 Fábricas de tijolos* 63.502.648 635,0 74,5 0,070 tCO₂e/t tijolo 

Uso de CO₂ biog nico como insumo para a 

fabricação de compostos inorgânicos 

Redução de emissão de N₂O na fabricação de 

Produtos químicos 

Ácido Nítrico 3 

Caprolactama 1 

Redução de emissão na fabricação de alumínio 

primário 

Mudança de processos e insumos na fabricação 

de ferro-gusa 

Destruição de metano gerado na produção de 


15 

Empresas produtoras de 


Empresas produtoras de ácido 

nítrico 

Empresa produtora de 

caprolactama 

4.003.398 40 n/a n/a n/a 

0 

6.867.474 69 3,8 0,372 

824.275 8 1,3 0,434 

tCO₂e/t Ácido 

Nítrico 

tCO₂e/t 

Caprolactama 

5 Fábricas de alumínio primário 3.130.512 31 0,6 n/a n/a 

4 

293 

Empresas produtoras de ferrogusa 

Municípios produtores de carvão 

vegetal 

158.755.608 1.588 720,1 0,772 tCO₂e/t Gusa 

37.388.152 374 n/a 0,840 

tCO₂e/t Carvão 

vegetal 

Notas: 

* Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009), mas aqui assume-se que 

essas 300 empresas representam 50% da produção nacional de cerâmica 

n/a = Não de aplica. n/d = Dado não disponível.

160 



Setor de Transportes/Combustíveis para Veículos 

Descrição dos Elos do Setor de transportes/combustíveis para veículos 

O Setor de Transportes compreende as macroatividades de produção e consumo de combustíveis, cuja 

cadeia pode ser dividida em três elos: 

� produção de combustíveis; 

� distribuição de combustíveis; e 

� consumo final de combustíveis em veículos. 

Produção de Combustíveis 

O primeiro elo da cadeia do setor de transporte/combustíveis para veículos é a produção de combustíveis. 

Esse elo contempla as operações de extração e processamento de matéria-prima para a produção dos diversos 

combustíveis empregados atualmente no setor. Podem-se mencionar a extração e o refino do petróleo para a 

produção de diesel ou gasolina, a produção de óleos vegetais para posterior transesterificação e produção de 

biodiesel, ou ainda a produção de cana-de-açúcar para posterior fermentação e destilação para a produção do 

etanol. 

A produção de combustíveis/biocombustíveis merece atenção, à medida que aumenta a frota nacional de 

veículos, assim como a necessidade de transporte de cargas e, por consequência, a necessidade de produção 

desses insumos energéticos, que tem associação direta com o incremento nas emissões de gases de efeito 

estufa (GEE). De acordo com informações do Inventário Brasileiro das Emissões e Remoções Antrópicas de GEE 

(versão preliminar de 2009), por exemplo, o processo de extração e transporte de petróleo e gás natural 

apresentou, de forma conjunta, emissões fugitivas 60 da ordem de 148 Gg de CH₄, o que representou um 

aumento de 258% em relação ao ano de 1990, contribuindo com 0,8% do total de emissões do País em 2005. 

Distribuição de Combustíveis 

O segundo elo da cadeia do setor de combustíveis (pronto para o consumo) para veículos é a distribuição de 

combustíveis, realizada quase que exclusivamente pelo modal rodoviário no Brasil, no qual caminhões-tanque 

transportam os diversos combustíveis de seu local de produção ao local de redistribuição e consumo. Parte do óleo 

combustível consumido pelo setor de transportes é transportada/distribuída por meio de oleodutos. O gás natural, 

que teve relativa disseminação como combustível para veículos em determinadas regiões do Brasil (por exemplo, 

São Paulo e Rio de Janeiro) tem seu transporte realizado majoritariamente por gasodutos. A Tabela 0-1 apresenta a 

quantidade de gás natural transportada nos principais gasodutos do País. 

Tabela 0-1 – Quantidade de Gás Natural Transportada por Gasoduto (toneladas) 

GASODUTO 2003 2004 2005 2006 2007 

Sistema de Gasodutos do Sudeste (SE) 5.320 6.210 6.711 6.294 6.504 

Sistema de Gasodutos do Espírito Santo (ES) 320 340 321 274 355 

Sistema de Gasodutos do Nordeste Setentrional (NE-SET) 560 960 1.009 760 708 

Sistema de Gasodutos do Nordeste Meridional (NE-MER) 270 310 471 490 1.544 

GASBOL (Bolívia – Brasil) 3.250 4.585 5.247 5.702 .. 

Uruguaiana (RS) – Porto Alegre (RS) 269 348 294 356 298 

Bolívia – Mato Grosso 326 246 187 165 160 

TOTAL 10.315 12.999 14.795 14.041 9.569 

Fonte: Transpetro, TBG, TSB e GASOCIDENTE, em 2008. 

60 Contemplam emissões de fugas de CH4 durante a extração do petróleo e gás natural, transporte e distribuição em dutos e navios e durante seu 

processamento em refinarias.

Consumo Final de Combustíveis em Veículos 



161 

O terceiro elo da cadeia do setor de combustíveis para veículos é o consumo de combustíveis. Esse elo 

contempla o consumo de combustíveis fósseis e renováveis em, por exemplo, carros, caminhões, locomotivas, 

aviões e navios. 

Destaca-se a importância do consumo de combustíveis como fonte de emissões de gases de efeito estufa, 

sendo o setor de transportes responsável por 24% das emissões pelo consumo de combustíveis fósseis no 

mundo e, no Brasil, responsável por 42% das emissões em atividades energéticas, conforme se pode notar no 

Gráfico 0-1. 

Gráfico 0-1 – Emissões de Carbono por Setor em 2006 no Brasil 

Dentro do contexto das emissões do setor de transportes, destaque é dado ao modal rodoviário, 

conforme se constata no Gráfico 0-2, que mostra a evolução das emissões de carbono por modal. 

Gráfico 0-2 – Evolução das Emissões de Carbono por Modal no Brasil 

No Brasil, o transporte rodoviário é predominante não apenas como meio para passageiros, mas também 

para cargas. O Gráfico 0-3 ilustra a participação do modal rodoviário dentro do contexto de transporte de 

cargas.

162 



Gráfico 0-3 – Carga Transportada no Brasil (tku 61 ) 

O reflexo da predominância de transporte rodoviário para cargas dá-se no consumo de combustíveis para 

esse fim, assim como nas emissões de GEE do elo 3 desse setor. O Gráfico 0-4 ilustra as emissões por modal, 

para ao transporte de cargas no Brasil. 

Gráfico 0-4 – Emissões por Modal (tC) 

Ressalte-se que, apesar da significativa contribuição do elo 3 para as emissões do Brasil, o setor 

apresentou importante avanço pelo atual nível de consumo de bicombustíveis, em especial o etanol (isto é, 

álcool anidro e hidratado). O Gráfico 0-5 apresenta a contribuição do etanol para a matriz energética do setor 

de transportes no Brasil e o Gráfico 0-6 indica as emissões evitadas no Elo 3, pelo consumo de etanol em 

substituição à gasolina no Brasil, ao longo do período compreendido entre 1970 e 2006. 

61 A unidade tku pode ser entendida como toneladas transportadas por quilômetro útil.



Gráfico 0-5 – Consumo de Combustíveis no Transporte 

Emissões por Modal (tC) 

Gráfico 0-6 – Emissões Efetivas Evitadas no Elo 3 (tC) 

163 

É importante notar que, com mais de 85% das vendas atuais de veículo leves incorporando a tecnologia 

flexfuel, a expectativa é de que a penetração desses veículos aumente dos atuais 20% para mais de 80% até 

2020, possibilitando um deslocamento ainda maior da gasolina.

164 



Descrição das Principais Fontes de Emissão de GEE e Oportunidades de Mitigação de 

Emissão 

Como definido na seção 1.1 deste Relatório, a cadeia do setor de transportes/combustíveis para veículos é 

divida em três elos: 

� elo 1: produção de combustíveis; 

� elo 2: distribuição de combustíveis; e 

� elo 3: consumo final de combustíveis em veículos. 

O setor de transportes é um dos setores brasileiros com maior emissão de dióxido de carbono, devido ao 

consumo elevado de derivados de petróleo em veículos, tais como gasolina e diesel, e a maior parte se deve ao 

modal rodoviário. 

No Brasil, em 2008, o consumo de derivados de petróleo pelo setor de transportes chegou a 51% do 

consumo total dessa fonte (BEN, 2009). O óleo diesel é o combustível mais consumido no setor de transportes, 

representando quase 49% do consumo de energia do setor (BEN, 2009), devido, principalmente, à forte 

participação dos veículos pesados, de transporte coletivo e de carga. 

Assim como para os demais setores, a avaliação do potencial de redução de emissão de GEE no setor de 

transporte/combustível fóssil em veículos no Brasil será feita para os três elos de sua cadeia, com base em 

metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas e em fase de aprovação pela Convenção Quadro 

das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão de GEE 

propostos no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), localizados no Brasil e demais países em 

desenvolvimento participantes desse Mecanismo (resto do Mundo) e outros projetos que não estão no âmbito 

de MDL, mas reduziriam o consumo de combustíveis fósseis. 

O setor de transportes é o que menos possui metodologias, e algumas são de difícil implantação no Brasil. 

Para avaliar um número maior de projetos, alguns desses foram desenvolvidos sem ter base em metodologias 

da CQNUMC, como o caso da mudança modal no transporte de combustíveis. 

Dentre as opções de mitigação de emissão de GEE, destacam-se a maior penetração de biocombustíveis 

(por exemplo, biodiesel) em veículos e de tecnologias de uso mais eficiente de energia, bem como melhorias 

do setor de transporte (por exemplo, melhoria da eficiência do transporte de massa passageiros). 

O Quadro 0-1 apresenta as fontes de emissão de GEE em cada elo do setor em questão, as potenciais 

iniciativas de redução de emissão de GEE, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento 

existentes no MDL, que são aplicáveis a cada iniciativa. As emissões da linha de base consistem nas emissões 

geradas pelo consumo de combustíveis fósseis no setor de transporte brasileiro. Com base na avaliação das 

metodologias da CQNUMC, o CH₄ e o N₂O representam juntos menos de 2% das emissões de GEE. J as 

emissões CO₂ representam a maior parte de emissão na linha de base desse setor.



165 

Quadro 0-1 – Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras de Emissões na Cadeia do Setor de Transportes/Combustíveis para 

Veículos 

Elo 1 – Produção do Combustível Elo 2 – Distribuição do Combustível Elo 3 – Consumo por Veículos 


CO₂ 

CO₂ 


Produção de biocombustíveis (Biodiesel) Mudança modal no transporte de combustíveis Eficiência Energética (BRT) 

Produção de biocombustíveis (Óleo Vegetal) Eficiência Energética (VLT) 

CO₂ 

CH₄ 

N₂O 

Eficiência Energética (Metrô) 

Mudança Modal no Transporte de cargas 


AMS-III.T ACM0016 

ACM0017 AM0090 

AM0047 AM0031 


existentes no MDL, as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo da cadeia desse setor 

são: 

� elo 1 (produção de combustíveis): produção de biocombustíveis em áreas desmatadas; 

� elo 2 (distribuição de combustíveis): mudança modal no transporte de combustíveis; e 

� elo 3 (consumo de combustíveis em veículos): eficiência energética do uso de combustível (por 

melhorias do transporte de massa e de cargas). 


A Tabela 0-2 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE propostos no MDL, que se 

enquadram no elo 1, e se encontram nas seguintes etapas do processo no Brasil: em validação, já validados e 



validação, já validados e registrados).

166 



Tabela 0-2 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Transporte 



Emissão – 


MDL 

Produção de 

Biocombustívei 

s 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 


Projetos 

registrados 

Elo 1 – Produção do Combustível 



Projetos 

rejeitados 










MDL no resto 

do Mundo 

Número total 


desenvovidos* 

AMS-III.T - - - - - - - 1 

ACM0017 - - - - - - - 9 


AM0047 1 - - - - 410 410 4 

Observando a Tabela 0-2, no Brasil, nota-se que ainda não foi registrado nenhum projeto de MDL 

referente à produção de biocombustível. Há apenas um projeto que está em fase de validação pela EOD, 

baseado na metodologia AM0047 (Produção de Biodiesel baseado em óleos e/ou gorduras usadas de origem 

biog nica para uso como combustível), com potencial de redução de 410.000 tCO₂e/ano. 

No resto do mundo, existem 14 projetos propostos no MDL referentes à produção de combustível, dos 

quais 9 aplicaram a metodologia ACM0017 (produção de biodiesel para uso como combustível), três usaram a 

AM0047 e apenas um utilizou a metodologia de pequena escala AMS-III.T. (produção de óleo vegetal e uso 

para aplicações no transporte). Vale mencionar que, atualmente, a metodologia ACM0017 substituiu a 

metodologia de grande escala AM0047. 

Com base nessas metodologias da CQNUMC, reduções de emissão de GEE no elo 1 ocorrem por meio da 

produção de combustíveis compostos por misturas de petrodiesel com bicombustíveis. Deve ser ressaltado que 

a redução de emissão ocorre no elo 3, na fase de consumo do biocombustível, devido a substituição total ou 

parcial de combustível fóssil que seria consumido nos veículos. Porém, as metodologias ACM0017 e AMS-III.T 

determinam que os diretos de propriedade das Reduções Certificadas de Emissão (RCEs) sejam destinados aos 

produtores do biocombustíveis, e não para seus consumidores. 

Todas as metodologias desse elo contemplam a mistura de biocombustíveis no diesel utilizado em veículos. 

Contudo, a metodologia AMS-III.T se aplica às atividades de cultivo de oleaginosas e produção de óleos vegetais 

não transesterificados 62 , ou seja, somente óleos prensados e filtrados, para mistura com o diesel utilizado como 

combustível nos veículos. Uso de biodiesel transesterificado, derivado de soja, algodão, amendoim, dendê, 

girassol, mamona, ou outra matéria-prima inviabiliza o uso dessa metodologia. 

As iniciativas de redução de emissões no elo 1 são descritas nas subseções a seguir. 

Projetos de Redução de Emissões de GEE Relacionados à Produção de Biocombustíveis 

No elo de produção de biocombustíveis, foram avaliadas 3 metodologias, das quais 2 foram incluídas no estudo 

do potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 2 tipos de projetos concernentes à produção 

de biocombustíveis para sua mistura parcial ao petrodiesel, utilizado em veículos. 

Produção de Biocombustíveis 

Os projetos de redução de emissões considerados incluem a produção de biodiesel e óleo vegetal para 

mistura parcial (20 e 10%, respectivamente) ao petrodiesel usado em veículos. 

As metodologias AMS-III.T e ACM0017 se aplicam a esses projetos. As emissões de linha de base consistem 

nas emissões provenientes do consumo de petrodiesel por veículos automotores. Para emissão do projeto, as 

emissões contabilizadas são todas as emissões que ocorreram durante a produção do biocombustível, desde o 

plantio até o seu processamento na usina. As emissões pelo consumo por veículos não é contabilizada, por se 

tratar de uma emissão biogênica. 

62 Nesse processo, o óleo vegetal é adicionado a um álcool simples (metanol, etanol, propanol, butanol) e catalisadores (que podem ser ácidos, básicos ou 

enzimáticos) para acelerar a reação, através da qual é possível separar a glicerina dos óleos vegetais. A remoção da glicerina do óleo vegetal ocorre por 

decantação, deixando o óleo mais fino e reduzindo a sua viscosidade.

Óleo Vegetal 



167 

O projeto em questão consiste na mistura de 10% de óleo vegetal in natura no diesel utilizado por 

veículos, produzido através do plantio de palma em áreas degradadas no Brasil com potencial para o cultivo 

dessa cultura. 

PROJETO DE PRODUÇÃO DE ÓLEO VEGETAL: O CASO DO PARAGUAI 

As empresas envolvidas nesse projeto são a suíça Ecotawa e a paraguaia Agro Micro Plan S.A., que irão produzir óleo vegetal de 

diferentes tipos de cultura (como a canola e o nabo forrageiro) no Paraguai, em diferentes regiões do País. Esse projeto ainda se 

encontrava em fase de solicitação de registro na CQNUMC em novembro de 2010. 

O óleo vegetal produzido deve ser misturado ao diesel usado em uma frota cativa, e a metodologia prevê que essa mistura deve 

ser de até 10% de óleo vegetal. A produção e uso de óleo vegetal como combustível não são comuns no Paraguai, mas a 

tecnologia veio importada da Europa, em que o óleo vegetal já é bastante utilizado no setor de transportes. Muitos veículos na 

Europa já operam utilizando óleo vegetal puro, com a implantação de um kit que permite o uso de tal combustível. 

Os custos de investimento do projeto se baseiam no custo da instalação da planta, que será localizada na cidade de Misiones, 

com uma capacidade anual de produção de 3,5 milhões de litros de óleo vegetal no ano de 2009 e de 7 milhões de litros nos 

próximos anos. Esses custos também incluem as instalações de filtração, prensagem e armazenamento. Os custos operacionais 

da produção de óleo vegetal são basicamente mão de obra e consumo energético. Além disso, existem também os custos para 

obter as oleaginosas. 

A estimativa de redução de emissão por esse projeto é de 17.188 tCO₂e por ano, com um tempo de geração de créditos estimado 

em 7 anos. 

Fonte: Documento de Concepção do Projeto “Plant-Oil Production for Usage in Vehicles – Paraguai”. 

Foi considerado que o número de projetos seria associado às usinas médias produtoras de óleo de palma, 

com uma capacidade de produção correspondente ao plantio de 2.000 ha dessa oleaginosa. O plantio deve ser 

feito em áreas já degradadas, com potencial para plantio de dendê, e, de acordo com a produtividade dessas 

áreas, em cada Estado, um número proporcional de usinas poderá ser instalado. O cálculo das áreas potenciais 

para plantio do dendê foi feito com base nos mapas de uso e ocupação do solo, da Embrapa e de Zoneamento 

agroecológico do dendê, também da Embrapa. 

Como o potencial de plantio em todas as áreas degradadas no Brasil é muito alto, optou-se por também 

fazer uma análise de produção de óleo vegetal com base no consumo atual do diesel. 

Avaliação Técnica– Projeto de adição de óleo vegetal ao diesel 




Emissões da Linha de Base 

E LB = PCI Diesel [GJ/m 3 ] x Fração D/B [adimensional] x F Consumo Diesel [m 3 ] x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ 

F Consumo Diesel [m 3 ] = ((PCI Óleo Vegetal [GJ/m 3 ]/PCI Diesel [GJ/m 3 ]) x Produção Óleo Veg [t])/Dens Diesel [t/m 3 ]) 


E PR *t CO₂+= E plantio *t CO₂++ E Planta óleo vegetal *t CO₂+ 

E Plantio *t CO₂+ = Fat. Emissão Plantio Palma *t CO₂/hec+ x Área plantio *hec+ 

E Planta Óleo Vegetal *t CO₂+ = Fat. Emissão Produção de óleo vegetal *t CO₂/t de óleo+ x Produção Óleo Vegetal [t de óleo] 


RE = E LB – E PR

168 





PCI Diesel Poder Calorífero Inferior do Diesel 35,46 GJ/m 3 BEN 2010 (1) 

Fat. Emissão Diesel Fator de Emissão do Diesel 0,07 t CO₂/GJ IPCC 2006 

Consumo Diesel Quantidade de Diesel consumida no setor de transportes em 2009 25752912 m 3 BEN 2010 (1) 

Dens Diesel Densidade do Óleo Diesel 0,84 t/m 3 BEN 2010 (1) 

Fração D/B Fração de Mistura Diesel/Biodiesel comercializada em 2010 0,95 - ANP 2010 

PCI Óleo Palma Poder Calorífero Inferior do Óleo de Palma 34,82 GJ/m 3 Soares, G. 2003 (2) 

Fat. Emissão Plantio Palma Fator de Emissão do plantio de Palma para Locais Tropicais Úmidos 1,87 t CO₂e/ha Metodologia ACM0017 

Fat. Emissão Produção de Óleo Vegetal Fator de Emissão pela produção de Óleo Vegetal 0,027 tCO₂/1 t de óleo EPE 2005 (3) 

Produtividade Óleo Palma Produtividade média de óleo obtido por área plantada de palma 4 t óleo/ha EMBRAPA 2010(4) 

Dens Palma Densidade do Óleo de Palma 0,91 t/m 3 Soares, G. 2003 (6) 

Fração D/OV Projeto Fração de Mistura Diesel/Óleo Vegetal proposta pelo projeto 0,9 - Metodologia AMS.III.T 

Área Plantio Áreas degradadas com potencial para produção de palma no Brasil 56.886.454 ha 

Produção Óleo Veg 

Quantidade de Óleo Vegetal que pode ser produzido na área com 

potencial de produção de palma no Brasil para esse projeto 

Elaboração própria baseado 

em Embrapa (4) 

250.050.347 m³ óleo calculado 

F Consumo Diesel Quantidade de diesel que seria consumido sem o projeto 245.511.479 m 3 calculado 

E LB Emissão Total da Linha de Base 615.382.704 t CO₂ calculado 

E Planta Óleo Vegetal Emissão pela produção de óleo vegetal 6.751.359 t CO₂ calculado 

Investimento Produção de Óleo 

Vegetal 

Investimento necessário para o cultivo da palma e extração de óleo 

vegetal 

2.000 R$/(m³/ano) 

Estimado a partir de 

Estadão, 2010 (5) 

Área Plantada por Usina Área de plantação de palma por usina produtora de óleo 2.000 ha Valor Assumido 

Custo de Produção do Óleo Vegetal Custo associado ao processo de extração do óleo de dendê 1,17 R$/litro Vianna, 2006 (6) 

Taxa de Câmbio Conversão Real – Dólar 1,77 R$/US$ FED 

Fontes: 

1 Balanço Energético Nacional 2010 (EPE). 

2 Soares, G. et al "Operação de um grupo gerador diesel utilizando óleo vegetal bruto como combustível" (2003). 

3 EPE – Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e Uso de Biocombustíveis”(2005). 

4 Zoneamento Agroecológico do Dendezeiro 

5 www.estadao.com.br/estadaodehoje/2010.0506/not_imp547683,0.php. 

6 Vianna, F. “An lise de Ecoefici ncia: Avaliação do Desempenho Econômico-Ambiental do Biodiesel e Petrodiesel”. Tese de mestrado da USP, 2006. 



produção de óleo vegetal para mistura in natura no diesel de veículos, contemplando o número de possíveis 



Os resultados apresentados na Tabela 0-5 resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos com 

base nas metodologias de MDL citadas para esse projeto, alimentadas com informações coletadas nacionalmente 

após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. 

Os resultados demonstrados a seguir contemplam as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas, 

caso fosse utilizado todo o potencial de plantio de dendê no País. Contudo, vale ressaltar que esse resultado é 

bem maior que a demanda atual de 10% do consumo de diesel atual. 

Tabela 0-5 – Resultados do Projeto de Produção de Óleo vegetal para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário 

baseado no potencial total do Brasil) 


Fator de redução de emissão anual 17.679 tCO₂/usina x ano 

Redução de Emissão anual potencial 502.861.298 tCO₂e/ano 


Número de projetos 28.443 usinas 



Custo do Investimento 282.507 Milhões US$/usina 





169 

Para ter um resultado mais compatível com a realidade, os resultados demonstrados a seguir contemplam 

as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas com base apenas no potencial de plantio que suprisse 

10% da demanda atual de diesel, para não superestimar o potencial. 

Tabela 0-6 – Resultados do Projeto de Produção de Óleo Vegetal para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário 

baseado na demanda de diesel atual do Brasil) 





Número de projetos 293 usinas 


Receita pela redução de emissões em 10 anos por projeto (CER a US$10) 518 Milhões US$ 

Custo do Investimento 10 Milhões US$/usina 



Barreiras 

Até o momento, não há nenhum projeto de produção de óleo vegetal para substituição parcial de diesel 

desenvolvido no Brasil. Apenas um projeto foi desenvolvido 63 no mundo (mais precisamente, no Paraguai). As 

barreiras à implementação desse projeto, que são destacadas em seu Documento de Concepção de Projeto, 

assemelham-se aos empecilhos para implementação de projetos similares no Brasil, dentre os quais: 

� barreira de investimento; e 

� barreira de prática comum. 

A barreira de investimento consiste, principalmente, nas dificuldades de obtenção de financiamento para 

esses projetos devido aos seus elevados riscos intrínsecos, sobretudo, a dependência de fatores naturais 

imprevisíveis. Além disso, parte da produção de óleo vegetal é feita em pequena escala, por agricultura 

familiar, o que limita ainda mais o acesso às linhas de crédito. 

As barreiras de prática comum ocorrem tanto na ótica do consumo (isto é, usuários de óleo vegetal), como 

na produção (isto é, produtores de óleo vegetal). No que concerne aos usuários, o óleo diesel vem sendo 

tradicionalmente usado há muito tempo. O óleo diesel comercializado atualmente contém 5% de biodiesel 64 , 

que é o óleo vegetal transesterificado. Adicionalmente, o óleo vegetal in natura é tradicionalmente usado na 

indústria alimentícia e não é comumente usado como combustível. Muitos fabricantes de equipamentos 

industriais que utilizam óleo diesel não oferecem garantias para o uso de óleo vegetal. Portanto, o uso de óleo 

vegetal como combustível não é prática comum no País. Quanto aos produtores de óleo vegetal, por tratar-se 

de um novo segmento de mercado com a existência de poucos produtores até o momento, eles enfrentam 

dificuldades associadas à compra de novos equipamentos, treinamento de pessoal e estabelecimento de novas 

relações com clientes que, em muitos casos, são diferentes daqueles que usavam óleo diesel sem essa mistura. 

Há riscos inevitáveis na mudança de um negócio que vinha dando certo para algo inovador e incerto. 

Finalmente, deve ser ressaltado que, devido ao fato de não haver projetos desenvolvidos no Brasil, a sua 

implementação será inovadora e se deparará com os desafios de first of its kind. 

63 “Plant-Oil Production for Usage in Vehicles, Paraguay”. 

64 A Lei 11.097/2005 estabelece a obrigatoriedade da adição de biodiesel ao óleo diesel comercializado ao consumidor final em 2% no ano de 2008 e 5% em 

2013.

170 

Biodiesel 



O projeto em questão consiste na mistura de 20% de biodiesel no diesel utilizado por veículos, produzido 

através do plantio de palma em áreas degradadas no Brasil com potencial para o cultivo dessa cultura. Como o 

potencial de plantio em todas as áreas degradadas no Brasil é muito alto, optou-se por também fazer uma 

análise de produção de biodiesel com base no consumo atual do diesel. A redução de emissão desse projeto se 

dá na etapa de consumo do combustível, por utilizar menos combustível fóssil, mas os CERs vão para o 

produtor. 

Projeto de Produção de Biodiesel: O caso de São Carlos 

O projeto proposto pela empresa RAETCH – Energy Conversion Systems Ltd., localizada na cidade de São Carlos – SP, visa à 

produção de biodiesel para a utilização de uma mistura de B20 a B50 em veículos de uma frota cativa. Até novembro de 2010, 

esse era o único projeto brasileiro do setor de transportes baseado em metodologias da CQNUMC, e ainda se encontrava em 

fase de validação. De acordo com a literatura, para misturas de até 20% de biodiesel no diesel (B20), não é necessária nenhuma 

modificação nos motores dos automóveis. O projeto contempla que caso os resultados de análises sejam favoráveis no 

laboratório, pode-se utilizar até uma mistura B50 nesse projeto. 

A metodologia em que esse projeto se baseia contempla a geração de créditos de carbono para os fabricantes de biodiesel, 

apesar da redução de emissão ocorrer na etapa do consumo do combustível, por reduzir o consumo de combustíveis fósseis. As 

atividades do projeto incluem a construção e operação de uma planta de produção de biodiesel, que será feito de 

óleos/gorduras já utilizados, vindos de restaurantes ou indústrias de alimentos da cidade e arredores. As estimativas de custo 

do projeto são apresentadas a seguir: 

Custo de Coleta da Gordura/Óleo usado 0,12 US$/litro 

Custo do Processo: 0,09 US$/litro 

Custo de Reagentes: 0,45 US$/litro 

Custo de Operação: 0,17 US$/litro 

TOTAL: 0,83 US$/litro 

Taxas (valores de São Paulo) 

ICMS 0,98 US$/litro (18%) 

IPI 1,03 US$/litro (05%) 

Sendo assim, o custo estimado de produção de biodiesel nesse projeto é de US$1.03/litro. A estimativa de redução de emissão 

por esse projeto é de 410.416 tCO₂e por ano, com um tempo de geração de créditos estimado em 10 anos. 

Fonte: Documento de Concepção do Projeto da RAETCH – “Production and use of Biodiesel Blends with Variations of B20 to B50, it will be used in Automotive Vehicles and Fuel 

Retailers – Brasil”. 

Foram consideradas, como uma usina média de biodiesel, uma que tivesse produção de 33.000 m 3 /ano, 

que é a média da capacidade instalada das usinas de biodiesel existentes, em construção e em operação, de 

acordo com dados obtidos no “Mapa das usinas de Biodiesel 2010”, do Grupo Biodieselbr. 

O cálculo das áreas potenciais para plantio do dendê foi feito com base nos mapas de uso e ocupação do 

solo e de zoneamento agroecológico, desenvolvidos pela Embrapa. O resultado pode ser observado na Figura 

0-1, a seguir. Apenas algumas usinas no Nordeste e Norte possuem áreas degradadas com potencial para plantio 

dessa oleaginosa em um raio de 150 km, mas em que se localiza a maior parte das usinas, na Região Centro-Sul, 

não existem muitas áreas com potencial de plantio. A metodologia de MDL em que esse projeto foi baseado 

contempla a construção de uma nova usina, para que se consiga CERs através desse. Portanto, no estudo será 

considerado o potencial de produção de biodiesel de palma em cada Estado com potencial de plantio, e quantas 

usinas com um potencial médio de produção poderiam ser instaladas, de modo absorver essa produção.



Figura 0-1 – Áreas Degradadas com Potencial para Plantio de Dendê e 

Fonte: Elaboração própria baseado em Embrapa (2010) e ANP (2010). 

Localização das Usinas de Biodiesel Existentes 

Avaliação Técnica – Projeto de adição de biodiesel ao diesel 

171 


tabela a seguir e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-7.

172 

Cálculo de Redução de Emissões 




E LB *tCO₂+ = PC Diesel [GJ/m 3 ] x Fração D/B [adimensional] x F Consumo Diesel [m 3 ] x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ 

F Consumo Diesel [m 3 ] = ((PCI Biodiesel [GJ/m 3 ]/PCI Diesel [GJ/m 3 ]) x Produção Biodiesel [m 3 ]) 


E PR *t CO₂+= E plantio *t CO₂++ E planta biodiesel *t CO₂+ 

E Plantio *t CO₂+ = Fat. Emissão Plantio Palma *t CO₂e/ha+ x Área plantio *ha+ 

E Planta Biodiesel *t CO₂+ = Fat. Emissão Produção de Biodiesel *t CO₂/t de óleo+ x Produção Biodiesel [t de óleo] 





PCI Diesel Poder Calorífero Inferior do Diesel 35,46 GJ/m 3 BEN 2010 (1) 


Consumo Diesel Quantidade de Diesel consumida no setor de transportes em 2009 25.752.912 m 3 BEN 2010 

Dens Diesel Densidade do Óleo Diesel 0,84 t/m 3 BEN 2010 


PCI Biodiesel Poder Calorífero Inferior do Biodiesel 34,85 GJ/m 3 

Holanda 2004 em EPE 

2005(2) 

Fat. Emissão Plantio Palma Fator de Emissão do plantio de Palma para Locais Tropicais Úmidos 1,87 t CO₂e/ha Metodologia ACM0017 

Produtividade Óleo Palma Produtividade média de óleo obtido por área plantada de palma 4 t óleo/ha EMBRAPA 2010(3) 

Fat. Emissão Produção de Óleo Vegetal Fator de Emissão pela produção de Óleo Vegetal 0,027 tCO₂/1 t de óleo EPE 2005 (4) 

Consumo de Metanol Consumo de metanol fóssil no processo de transesterificação 0,0585 kg/MJ biodiesel Yee, K. 2009 (5) 

FE Metanol Fator de emissão com base na estequiometria 0,375 ton C/ton Metanol Metodologia ACM0017 

Conversão de carbono em CO₂ Cálculo estequiométrico 3,67 ton CO₂/ton C Metodologia ACM0017 

Dens Palma Densidade do Óleo de Palma 0,91 t/m3 Gulherme, S. 2003 (6) 

Dens Biodiesel Palma Densidade do Biodiesel 0,88 t/m 3 Villela, 2009 (7) 

Fração D/OV Projeto Fração de Mistura Diesel/Biodiesel proposta pelo projeto 0,80 - Metodologia ACM0017 

Área Plantio Áreas com potencial para produção de palma no Brasil 56.886.454 ha 

Elaboração própria 

baseado em Embrapa (3) 

F Conversão Óleo/Biodiesel Fator de conversão de Óleo de palma para biodiesel 0,99 - Yee, K. 2009 (5) 

Produção Biodiesel 

Quantidade de Biodiesel que pode ser produzido na área com potencial de 

produção de palma no Brasil para esse projeto 

255.989.043 m³ óleo calculado 

F Consumo Diesel Quantidade de diesel que seria consumido sem o projeto 251.548.825 m 3 calculado 


Média de capacidade das usinas existentes/em planejamento de biodiesel no País 33.000 m 3 /ano.usina Calculado de Biodieselbr (8) 

F Emissão Grid Fator de Emissão do Grid 0,079 t CO₂/MWh MCT, 2009 

Consumo Eletr Transesterificação Consumo de eletricidade no processo de transesterificação do óleo vegetal 0,003 GJ/GJ Biodiesel Yee, K. 2009 (5) 

Consumo Eletr Transesterificação Consumo de eletricidade no processo de transesterificação do óleo vegetal 0,101 GJ/m 3 Biodiesel calculado 

Fat. Emissão Produção de Biodiesel Fator de Emissão pela produção de Biodiesel 0,002 

tCO₂/m 3 de 

biodiesel 

calculado 

E Planta Biodiesel Emissão pela produção de biodiesel 648.384 t CO₂ calculado 

Investimento Produção de 

Biodiesel 

Investimento necessário para a parte industrial de produção de biodiesel, 

desconsiderando-se o plantio e extração de óleo vegetal 

NA R$/(m³/ano) 

Taxa de Câmbio Conversão Real – Dólar (2010) 1,77 R$/US$ FED 

Fontes: 

1 Balanço Energético Nacional 2010 (EPE). 

2 Holanda, A. Biodiesel e Inclusão Social: Relatório apresentado ao Conselho de Altos Estudos e Avaliação Tecnológica. Centro de Documentação e Informação, Coordenação de 

Publicação. Caderno de Altos Estudos 1. Brasília. 2004 in EPE – Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e Uso de 

Biocombustíveis”(2005). 

3 Zoneamento Agroecológico do Dendezeiro. 

4 EPE – Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e Uso de Biocombustíveis”(2005). 

5 Yee, K. et al "Life cycle assessment of palm biodiesel: Revealing facts and benefits for sustainability. Applied Energy 86 p. 189–196, 2009. 

6 Soares, G. et al "Operação de um grupo gerador diesel utilizando óleo vegetal bruto como combustível" (2003). 

7 Villela, A. “O Dend como Alternativa energética sustent vel em reas degradadas da Amazônia”. Tese de Mestrado do Programa de Planejamento Energético da UFRJ (2009). 

8 Mapa das Usinas de Biodiesel 2010. Biodieselbr. 

9 www.estadao.com.br/estadaodehoje/2010.0506/not_imp 547683,0.php.




173 

São apresentados, a seguir, os resultados desse estudo de adição do biodiesel ao diesel, contemplando o 

número de possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial 

receita com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 




Os resultados demonstrados a seguir contemplam as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas, 

caso fosse utilizado todo o potencial de plantio de dendê no País. Contudo, vale ressaltar que esse resultado é 

bem maior que a demanda atual de 20% do consumo de diesel atual. 

Tabela 0-8 – Resultados do Projeto de Produção de Biodiesel para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário baseado no 

potencial total do Brasil) 



Redução de Emissão anual potencial 505.882.943 tCO₂e/ano 


Número de projetos 7.757 usinas 



Custo do Investimento NA Milhões US$/usina 



Para ter um resultado mais compatível com a realidade, os resultados demonstrados a seguir contemplam 

as usinas potenciais médias que poderiam ser instaladas com base no potencial de plantio que suprisse apenas 

20% da demanda atual de diesel, para não superestimar o potencial. 

Tabela 0-9 – Resultados do Projeto de Produção de Biodiesel para mistura Parcial com o Diesel veicular (Cenário baseado na 

demanda de diesel atual do Brasil) 





Número de projetos 156 usinas 


Receita pela redução de emissões em 10 anos por projeto (CER a US$10) 1.030 Milhões US$ 

Custo do Investimento NA Milhões US$/usina 



Barreiras 

Há apenas um projeto de produção de biodiesel para substituição parcial do diesel já desenvolvido no 

Brasil 65 . Esse projeto consiste no uso de óleo já utilizado e gordura para a produção de biodiesel. Com base na 

avaliação do Documento de Concepção desse projeto, as principais barreiras à implementação de projetos 

desse tipo no País são tecnológicas e de prática comum. 

A principal barreira tecnológica é a falta de infraestrutura para suprir os recursos necessários para a produção 

do biodiesel. Apesar de haver quantidade representativa de matéria-prima para a produção do biodiesel, como óleo 

jogado fora, não há práticas de manejo, coleta e controle de qualidade desses rejeitos. A implementação do projeto 

requer a construção de um sistema de coleta e de logística, que demanda vultosos investimentos. 

65 “Production and use of Biodiesel Blends with Variations of B20 to B50, it will be used in Automotive Vehicles and Fuel Retailers”.

174 



A barreira de prática comum é relacionada à mudança de matéria-prima para a produção de biodiesel. 

Quando o programa foi iniciado, idealizou-se que a produção de biodiesel seria feita com diversos tipos de 

oleaginosas, principalmente, provenientes da agricultura familiar. No entanto, cerca de 80% do biodiesel 

fabricado atualmente no Brasil utilizam óleo de soja, que é uma cultura altamente mecanizada e que não tem 

rendimentos de óleo muito altos. Porém, a indústria de soja no País é muito bem consolidada, possibilitando a 

disponibilização desse óleo para a indústria de biodiesel. Outras culturas, como a palma, possuem rendimentos de 

óleo muito maiores e poderiam ser utilizadas. Entretanto, para tal, faz-se necessário um planejamento de plantio 

e de logística, de modo que o óleo de palma consiga ser atrativo e suficiente, possibilitando uma maior 

participação dessa oleaginosa na produção de biodiesel. 

Finalmente, deve ser mencionada uma barreira enfrentada pelos biocombustíveis em geral, que refere-se à 

percepção de que a utilização de óleos vegetais em biocombustíveis competirá com a produção de alimentos, 

resultando em aumento do nível de desmatamento devido à necessidade de novas áreas de plantio para atender o 

aumento da demanda desse produto. O óleo de palma, que foi sugerido neste estudo como a oleaginosa para 

produção de biodiesel na atividade de projeto, por não ser um óleo comestível, não compete com a indústria de 

alimentos. Além disso, as áreas sugeridas como potenciais para seu plantio são áreas já degradadas. 


Assim como no elo 1, a Tabela 0-10 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE 

propostos no âmbito do MDL, no Brasil e no resto do mundo, que se enquadram no elo 2. Contudo, esse 

projeto não possui metodologia pela CQNUMC, apesar de já existirem alguns projetos em construção no 

mundo, mas não no âmbito do MDL. 




Emissão – 


MDL 

Mudança 

Modal no 

Transporte 

do Etanol 

Metodologias 


Base 



Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 


Projetos 

registrados 

Elo 2 – Distribuição do Combustível 



Projetos 

Rejeitados 


Projetos 









no resto do 

Mundo 


Projetos* 

- - - - - - - - 

Observando a Tabela 0-10, ainda não foi registrado nenhum projeto de MDL no Brasil e nem no mundo 

referente à mudança modal no transporte de etanol, já que esse projeto não é baseado em nenhuma 

metodologia de MDL. 

A redução de emissões nesse projeto se dá pela redução do transporte rodoviário de etanol, que 

comumente no Brasil é feito através de caminhões, que utilizam combustíveis fósseis. A proposta do projeto é 

a construção de dutos para transportar o etanol (alcooldutos), que reduziriam ou substituiriam a necessidade 

do transporte rodoviário. 

A iniciativas de redução de emissões no elo 2 é descrita na subseção a seguir. 

Projetos de Redução de Emissões de GEE Relacionados à Distribuição de Combustíveis 

No elo de distribuição de combustíveis ainda não existe nenhuma metodologia aprovada ou em aprovação na 

CQNUMC, motivo pelo qual optou-se por propor um projeto para esse elo que poderia reduzir significativamente 

as emissões de GEE, mesmo sem base em metodologias.

Mudança Modal no Transporte de Combustíveis 

Alcooldutos 



175 

O projeto em questão consiste na substituição do transporte de etanol do rodoviário por dutos. Para 

considerar os projetos potenciais, verificou-se os maiores fluxos interestaduais dos dois tipos de álcool 

comercializados no País: o anidro e hidratado, através de dados disponíveis na Agência Nacional de Petróleo, 

Gás natural e Biocombustíveis (ANP) no relatório de Movimentação de Produto de agosto de 2010. Para o 

cálculo das distâncias do alcoolduto, considerou-se que o fluxo sairia da unidade com maior produção do 

Estado, por falta de dados disponíveis dessa informação. Alguns dados de operação de um projeto como esse 

foram retirados de outros projetos existentes no Brasil e no mundo, já que não existe metodologia em que se 

possa basear para esses cálculos. 

Avaliação Técnica – Projeto de Alcooldutos 





E LB *t CO₂/ano+= Consumo Diesel *L/ano+ x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ x PC Diesel *GJ/L+ x Fração D/B 

Consumo Diesel [L/ano] = Eficiência Consumo Caminhão Med [L/km] x (Carga Total [m 3 ]/Carga caminhão Med [m 3 ]) x Dist média [km] x Fat. Viagem 


E PR *t CO₂/ano+ = Quantidade etanol transporte duto [m 3 /ano] x Consumo energético bombas [MWh/m 3 ] x Fator Emissão grid *t CO₂/MWh+ 





PCI Diesel Poder Calorífero Inferior do Diesel 0,036 GJ/L BEN 2010 



Fat. Viagem Fator de viagem de retorno 2,00 - Metodologia NM0320 

Dens. Etanol Densidade média do etanol 0,82 t/m 3 CNT (1) 

Vol. Caminhão Max Volume do caminhão de maior capacidade de transporte 30,00 m 3 CNT (1) 

Vol. Caminhão Min Volume do caminhão de menor capacidade de transporte 8,00 m 3 CNT (1) 

Vol. Caminhão Med Volume do caminhão capacidade média de transporte 19,00 m 3 calculado 

Carga Caminhão Max Capacidade de carga do caminhão de maior capacidade de transporte 24,60 t de etanol CNT (1) 

Carga Caminhão Min Capacidade de carga do caminhão de menor capacidade de transporte 6,50 t de etanol CNT (1) 

Carga Caminhão Med Capacidade de carga média de um caminhão de transporte de etanol 15,55 t de etanol calculado 

Eficiência Cons. Caminhão Max Consumo médio de combustível do caminhão de maior capacidade de transporte 0,50 L/km CNT (1) 

Eficiência Cons. Caminhão Min Consumo médio de combustível do caminhão de menor capacidade de transporte 0,20 L/km CNT (1) 

Eficiência Cons. Caminhão Med Consumo de combustível médio de um caminhão de transporte de etanol 0,35 L/km calculado 

Consumo Energético Bombas Consumo Energético por estações de Bombeamento 0,01 

MWh/m 3 

transportado 

Quilometragem a partir da qual o bombamento se faz necessário 130,00 km/bomba 

Adaptado de Centro Sul 

Transportadora Dutoviária (2) 

Centro Sul Transportadora 

Dutoviária (2) 

% de horas de operação 0,85 - ICF expert judgement 

Custo do Investimento R$2.319.587,63 R$/km 

Centro Sul Transportadora 

Dutoviária (2) 

Taxa de Câmbio Conversão Real – Dólar 1,77 R$/US$ FED 

EFgrid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação 0,25 tCO₂/MWh MCT 

EFgrid,BM Fator de Emissão da rede de margem de construção 0,08 tCO₂/MWh MCT 

Fator Emissão Grid Fator de Emissão da rede de margem combinada 0,16 tCO₂/MWh 

Fontes: 

1 Confederação Nacional de Transportes – Comunicação Pessoal com Marilei Menezes. 

2 Centro Sul Transportadora Dutoviária. Dutos para Estanol – desafios e perspectivas. 

Disponível em www.ethanolsummit.com.br/ upload/palestrante/20090615045853703600681561.pdf. 


"Ferramenta para calcular o fator de 

emissão para um sistema elétrico"

176 





transporte de etanol por dutos, contemplando o número de possíveis projetos, assim como as estimativas de 

potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e os investimentos 

necessários para tal. 

Os resultados apresentados na Tabela 0-13 resumem a aplicação de modelos matemáticos desenvolvidos, 

com base em dados obtidos de projetos similares existentes no Brasil e no mundo, alimentadas com 

informações coletadas nacionalmente, após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis. 

Os resultados demonstrados a seguir contemplam os alcooldutos potenciais que podem ser construídos, 

considerando os maiores fluxos interestaduais de álcool anidro e hidratado no País. 

Tabela 0-13 – Resultados do Projeto de Alcooldutos 


Fator de redução de emissão anual 22 tCO₂/km x ano 






Custo do Investimento 1,3 Milhões US$/km 



Barreiras 

Atualmente, não há metodologia aprovada ou em fase de aprovação pela CQNUMC para projetos que 

envolvam mudança modal no transporte de etanol. Entretanto, é importante mencionar que a mudança do 

transporte de etanol de caminhões por dutos gera reduções de emissões de GEEs significativas, já que, no 

Brasil, esse transporte é feito principalmente por caminhões. 

O fato de não haver nenhum projeto desse tipo desenvolvido no Brasil, e no mundo, somado à 

inexistência de fontes de informação sobre o tema, são as principais barreiras para o desenvolvimento desses 

projetos no País – prática comum. Outra barreira seria o licenciamento ambiental para a construção, que 

poderia demandar tempo para o início do projeto. A dificuldade na obtenção de financiamento também é uma 

barreira para esse projeto, já que a construção de dutos requer elevado investimento inicial. 


Similarmente aos elos 1 e 2, a Tabela 0-14 apresenta o número de projetos de redução de emissões de 

GEE propostos no MDL no Brasil e no resto do mundo, e que se enquadram no elo 3. Essa tabela contém 

também o potencial total e médio de redução de emissão gerada por projetos desenvolvidos no Brasil. 

Observa-se que, no Brasil, ainda nenhum projeto de eficiência energética e de mudança no transporte de 

cargas foi proposto no âmbito do MDL. No resto do mundo, 17 projetos de eficiência energética foram 

propostos no âmbito do MDL, dos quais 11 projetos são referentes a Sistemas Rápidos de Transporte de 

Ônibus, também conhecidos como BRT de sua sigla em inglês (AM0031), cinco projetos de Sistemas Rápidos de 

Transporte de Massa (ACM0016) e um projeto de Utilização de Bondes em Sistemas Rápidos de Transporte de 

Massa (AMS-III.U). 

A metodologia de mudança modal no transporte de cargas (AM0090) foi aprovada recentemente, e dessa 

forma, ainda não possui nenhum projeto aprovado ou em aprovação (no Brasil ou no mundo).




Iniciativas de Redução de 

Emissão – Projetos de MDL 

Mudança Modal do 

Transporte de Cargas 

Eficiência Energética – VLT e 

Metrô 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 3 – Consumo por Veículos 


Projetos 

registrados 



Projetos 

Rejeitados 


Projetos 








177 


MDL no resto 

do Mundo 

Número total 

de Projetos* 

AM0090 - - - - - - - - 

ACM0016 - - - - - - - 5 

Eficiência Energética – BRT AM0031 - - - - - - - 11 


Bondes 


Veículos Elétricos 


Retrofit 

AMS-III.U - - - - - - - 1 

AMS-III.C - - - - - - - - 

AMS-III.AA - - - - - - - - 

Uso de Biocombustíveis AMS-III.AK - - - - - - - - 

Com base nessa avaliação das metodologias da CQNUMC, dentre as iniciativas de redução de GEE que 

podem ser implementadas no elo 3, destacam-se: utilização de forma mais eficiente do combustível por 

transportes de cargas, melhoria dos transportes de passageiros e uso de biocombustíveis. 

No elo de consumo do combustível, foram avaliadas 7 metodologias, das quais 3 foram incluídas no estudo do 

potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 2 tipos de projetos principais concernentes ao 

consumo de combustíveis: mudança modal no transporte de cargas e eficiência energética no transporte de 

passageiros. 

O projeto de uso de biocombustíveis do elo 3 não será considerado, pois a metodologia contemplada no elo 1 

para biodiesel (ACM0017) é muito similar ao cálculo proposto pela AMS.III.AK, com a diferença que essa última é de 

pequena escala. 

Dentro do setor de eficiência energética no transporte de passageiros, os projetos de retrofit, veículos 

elétricos e bondes não serão considerados neste estudo. Os veículos elétricos ainda não são muito 

competitivos quando comparados a outras tecnologias, por seu alto custo. Os bondes foram considerados 

menos competitivos do que um sistema que pode ser considerado similar, porém mais moderno e 

contemplado no estudo: os Veículos Leves sobre Trilhos (VLT). Já a tecnologia retrofit não foi considerada por 

falta de informações de projetos que servissem como base para parâmetros de cálculo, além do fato de que foi 

considerado que é mais interessante investir em novas tecnologias, que foram propostas (como BRT e VLT) do 

que investir no sistema de ônibus existente, em que faltam planejamento e eficiência de operação. 

As iniciativas de redução de emissões no elo 3 são descritas nas subseções a seguir. 

Eficiência Energética no Transporte de Passageiros 

Os projetos de redução de emissão considerados incluem a mudança no transporte urbano de passageiros 

por sistemas mais eficientes que os sistemas de transporte rodoviário por ônibus, que são mais comumente 

utilizados nas grandes cidades brasileiras. 

De acordo com o “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, desenvolvido pelo Banco Mundial (2010), para 

o setor de transporte, as principais medidas de mitigação de emissão de GEE no setor devem privilegiar a maior 

utilização de modos alternativos ao transporte rodoviário (mudança modal) e promover a racionalização do uso 

desses modos no transporte urbano, ou ainda incentivar o uso de veículos que usem combustíveis menos 

poluentes em todos os segmentos. Todas essas iniciativas estão presentes no elo 3 da cadeia desse setor, 

evidenciando um grande potencial para redução de emissões de GEE no Brasil. 

As metodologias ACM0016 e AM0031 se aplicam a esses projetos. As emissões de linha de base consistem nas 

emissões provenientes do consumo de petrodiesel pelo transporte urbano de passageiros por ônibus convencionais.

178 



Para emissão do projeto, as emissões contabilizadas são as emissões provenientes dos novos sistemas propostos de 

transporte urbano, que possuem menor emissão de GEEs que os sistemas tradicionais. 

Sistemas Rápidos de Transporte de Massa (sigla em inglês, MRTS) são serviços de transporte urbano de 

passageiros que possuem alto nível de desempenho, especialmente no que se diz respeito a horas de viagem e 

capacidade de passageiros. O MRTS pode ser baseado em sistemas de transporte elevados, de superfície ou 

subterrâneos ou sistemas de ferrovias. O MRTS pode ser ferroviário (metrôs ou Veículos Leves sobre Trilhos – 

VTL) ou rodoviário (que também pode ser chamado de BRT, sigla em inglês). 

Bus Rapid Transit (BRT) 

O BRT é um Sistema Rápido de Ônibus, capaz de transportar uma grande quantidade de passageiros com 

rotas definidas. A redução de emissão pela implementação do BRT pode ocorrer através da melhoria da 

eficiência do combustível devido ao uso de ônibus mais novos e maiores que os convencionais, tornando o 

transporte público mais eficiente e atrativo. 

Projeto de Bus Rapid Transit: O caso da Colômbia 

O projeto TransMilenio II-IV é elegível a créditos de carbono pela implementação de sistemas de massa mais eficientes através da 

construção do BRT em Bogotá, capital colombiana. O projeto prevê a construção de cerca de 130 km de vias exclusivas para BRT 

até 2012, incluindo estações novas e de integração com linhas de alimentação desse sistema. Os ônibus operando nas vias 

exclusivas terão capacidade de 160 passageiros, e os de alimentação das linhas, serão ônibus novos com capacidade para 70-90 

passageiros. Diariamente, 1.800 passageiros poderão ser transportados por esse sistema. 

A emissão de redução se dá pelo uso de uma frota de ônibus mais nova e mai s eficiente em consumo de combustível que a 

convencional, por aumentar a capacidade de passageiros por veículo de transporte de massa, por melhorar as condições de 

tráfegos dos ônibus, diminuindo o engarrafamento e com a compra de bilhetes antes do embarque, o que diminui o tempo de 

viagem e torna esse sistema mais atrativo e faz com que passageiros que utilizariam outros métodos de transporte (como 

veículos privados, taxis e outro), utilizem o BRTA estimativa de redução de emissão por esse projeto é de 246.563 tCO₂e por ano, 

com um tempo de geração de créditos estimado em 7 anos. 

O projeto em questão consiste na substituição de parte do transporte de passageiros dos sistemas 

convencionais de ônibus por sistemas BRT. 

Foi considerado que as cidades brasileiras com mais de 500.000 habitantes teriam potencial para 

implantar um sistema de BRT, e o número desses projetos seria proporcional a essa população em cada cidade. 

Algumas cidades brasileiras já possuem planejamento de construção desse sistema, principalmente como 

investimento para a Copa de 2014, que acontecerá no País. 

Para os cálculos, foi considerado que esse sistema reduziria em 20% o consumo de diesel, se comparado 

ao sistema tradicional, e que 60% do diesel consumido pelo transporte urbano se daria na rota do BRT, 

baseado em um estudo similar, desenvolvido pelo Banco Mundial, “Low-Carbon Energy Projects for 

Development in Sub-Saharian Africa” (2008). 

Avaliação Técnica – Projeto de Bus Rapid Transit (BRT) 


Tabela 0-15 e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-16.





E LB = PCI Diesel [GJ/L] x Fração D/B [adimensional] x Consumo Urbano Diesel [L] x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ 


Consumo Diesel BRT = Consumo Urbano Diesel x Fração Consumo BRT x Fração Redução Cons. BRT 

E PR = Cons. Diesel BRT x PCI Diesel x Fat. Emissão Diesel 


RE = E PR – E LB 



PCI Diesel Poder Calorífero Inferior do Diesel 0,04 GJ/L BEN 2010 



179 

Consumo Diesel Quantidade de Diesel consumida no setor de transportes rodoviários 24.900.672.000 L BEN 2010 

F Cons Urbano Fração de diesel consumido no setor de transporte urbano 0,58 - Banco Mundial, 2010 

Consumo Urbano Diesel Quantidade de Diesel consumida no setor de transporte rodoviário urbano em 2009 14.442.389.760 L calculado 


F Consumo BRT Fator considerado de consumo de diesel rota de BRT a ser implementada 0,60 – World Bank, 2008 

F Redução Cons BRT Fator de redução de consumo de diesel pela implementação do projeto 0,20 – World Bank, 2008 

Consumo Diesel BRT Quantidade de Diesel consumida pelo projeto de BRT 6.932.347.085 L calculado 

Consumo Frota Urbana Quantidade de Diesel consumida pelo restante da frota urbana durante o projeto 4.621.564.723 L calculado 

E PR Emissão pelo Projeto 29.862.887 t CO₂ calculado 

RE Redução de Emissão 7.465.722 t CO₂ calculado 

Potencial de Construção Estimativa de construção de sistema BRT a partir dos projetos divulgados pela CNT 0,000023 km de BRT/habitante calculado 

Investimento BRT Fator de investimento por km de BRT 15 US$Milhões/km Plano CNT de Logística 2010 



implementação de um sistema de transporte de passageiros mais eficiente, o BRT, contemplando o número de 

possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita 

com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 


com base na metodologia de MDL citada para esse projeto, alimentadas com informações coletadas 


Os resultados demonstrados a seguir contemplam as cidades que foram consideradas com potencial para 

instalação de um sistema como esse, de acordo com o critério já mencionado anteriormente. 

Tabela 0-17 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética no Transporte de Passageiros – Bus Rapid Transit (BRT) 


Fator de redução de emissão anual 67.870 tCO₂/unidade x ano 






Custo do Investimento 15 Milhões US$/km 



180 

Barreiras 



Atualmente, não há nenhum projeto desse tipo desenvolvido no Brasil, porém alguns já foram 

desenvolvidos no mundo: um na Colômbia 66 , um na China 67 e alguns no México 68 . Desses, apenas os 

Documentos de Concepção do Projeto dos projetos desenvolvidos na Colômbia e na China apresentaram 

análise de barreiras. 

Com base na avaliação das barreiras apontadas nesses projetos, a primeira e principal barreira à 

implementação de projetos de eficiência energética em transporte de passageiros associa-se ao fato de que o 

sistema BRT não cobre seus custos, mesmo quando em pleno funcionamento. Ou seja, trata-se de um sistema que 

precisa de subsídios governamentais ad eternum – um sistema que não é financeiramente sustentável. No caso do 

projeto chinês, apresentou-se um cálculo indicando que 2/3 dos custos do sistema são cobertos por meio de seu 

funcionamento, ao passo que os demais 1/3 são por conta do governo. Porém, os custos de BRT e o tempo de 

implementação são bem menores que as outras opções propostas de transporte de massa (VLT e metrô). 

No caso do projeto colombiano, a principal barreira de investimento consiste no cálculo do custo real de 

um projeto desse tipo. Isso porque o preço estimado inicialmente não se confirmou em fases posteriores. 

O bom desempenho de um projeto de BRT também está relacionado com o planejamento do setor. No 

Brasil, o planejamento de transportes urbanos é descentralizado, visto que cada cidade é responsável pelo seu 

próprio sistema de transporte urbano. Essa descentralização pode ser apontada como fator limitador à 

implementação desse tipo de projeto em diversas cidades brasileiras, já que inexiste qualquer regulamentação 

que obrigue a adoção desse tipo de sistema de transporte de passageiros – isto é, trata-se de uma ação 

voluntária. 

Veículo Leve sobre Trilhos (VLT) 


convencionais de ônibus por sistemas VLT, ou Veículos Leves sobre Trilhos. O VLT pode ser comparado a um 

sistema mais moderno de bondes, compartilhando espaço com o tráfego comum, mas com prioridade viária. A 

redução de emissão pela implementação do VLT irá ocorrer através da melhoria da eficiência do combustível 

devido ao uso de um transporte de massa mais leve e flexível que as ferrovias comuns. 

Foi considerado que as cidades brasileiras com mais de 1.000.000 habitantes teriam potencial para 

implantar um sistema de VLT. Algumas cidades brasileiras já possuem planejamento de construção desse 

sistema, principalmente como investimento para a Copa de 2014, que acontecerá no País. Também foram 

consideradas outras cidades com potencial para implementar esse projeto. 

Para os cálculos de emissão, por falta de projetos registrados, foram considerados dados de sistemas de 

VLT já existentes no mundo. 

Avaliação Técnica– Projeto de Veículo Leve sobre Trilhos (VLT) 



66 “BRT Bogot , Colombia: TransMilenio Phase to V”. 

67 “BRT Chongqing Lines 1-4, China”. 

68 “BRT Metrobus nsurgentes and Eje 4, Mexico” e “BRT Lines 1-5 EDOMEX, Mexico”.





E LB = NV [viagens de carro evitadas/km.dia] x CI [km] x PCI Gasolina [GJ/L] x Fração G/E [adimensional] x Consumo Gasolina [L/viagens de carro evitadas] x Fat. Emissão Gasolina *kg CO₂/GJ+ x 365 

Consumo Gasolina = FD [adimensional] x CI [km]/E Veículo [km/L] 


EP = Viagens de VLT * C *km+ * Fração D/B *adimensional+ * Fat. Emissão Diesel *kg CO₂e/km+ * 365 

Viagens de VLT = CI [km] * P dia [passageiros/km.dia]/CR VLT [passageiros/viagem de VLT] 

Redução de Emissões 




PCI Gasolina Poder Calorífico Inferior da Gasolina 0,032 GJ/L BEN 2009 


Fração G/E Fração de Mistura Gasolina/Etanol comercializada em 2010 0,75 - ANP 2010 

FD 

Fator de distância de viagem = distância percorrida por um 

veículo na linha de base/Comprimento do trilho de VLT 

implementado 

181 

0,5 - Valor assumido 

Fat. Emissão Gasolina Fator de Emissão da Gasolina em veículos leves 74,40 kg CO₂e/GJ IPCC 2006 

Fat. Emissão Diesel Fator de Emissão do Diesel em VLT 0,08 kg CO₂e/km DEFRA 2009 (1) 

NV Número de viagens de carro reduzidas 375 viagens de carro evitadas/km.dia VLT de Ottawa (Canadá) (2) 

CT VLT Capacidade teórica de transporte de cada VLT 780 passageiros/viagem de VLT VLT de Baltimore (EUA) (3) 

P dia Passageiros transportados por dia 750 passageiros/km.dia VLT de Ottawa (Canadá) (2) 

FL Fator de lotação 0,25 - 

CR VLT Capacidade real de transporte de cada VLT 195 passageiros/viagem de VLT calculado 

E veículo Eficiência média de um veículo leve 10 km/L IPCC 2006 

- Fator de Investimento 35 U$ milhões/km CNT 2010 (4) 

Fator de potencial de instalação de sistemas VLT em cidades 

Fator de VLT Potencial 0,0000064 km de trilhos/Habitante Calculado 

com base nos projetos propostos pela CNT 

1 – Department of Environment, Food and Rural Affairs. Disponível em http://ww2.defra.gov.uk/. 

2 – Valores obtidos a partir de informações do VLT da cidade de Ottawa, Canadá. http://www.ottawa.ca/calendar/181arâme/citycouncil/ttc /2002/12-04/ACS2002-TUP-TRN-0012.htm. 

3 – Valor obtido a partir de informações do VLT da cidade de Baltimore, EUA. http://www.lightrailnow.org/news/n_bal001.htm. 

4 – CNT – Plano CNT de Logística 2010. 



implementação de um sistema de transporte de passageiros mais eficiente, o Veículo Leve sobre Trilhos (VLT), 

contemplando o número de possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões 

de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 




Os resultados demonstrados a seguir contemplam as cidades que foram consideradas com potencial para 

instalação de um sistema como esse, de acordo com o critério já mencionado anteriormente. 

Tabela 0-20 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética no Transporte de Passageiros –Veículo Leve sobre Trilhos (VLT) 











182 

Barreiras 



Nenhum projeto desse tipo foi desenvolvido até então no Brasil, nem mesmo no mundo. Outras fontes de 

informação também não apresentaram barreiras específicas para o sistema de transporte em veículos sobre 

trilhos. Porém, as possíveis barreiras à implementação desses projetos no Brasil assemelham-se às barreiras 

dos outros projetos de eficiência energética no transporte de passageiros. 

Inicialmente, como pode ser depreendido dos números apresentados por um projeto de instalação de VLT 

na cidade do Rio de Janeiro, é possível apontar barreiras de investimento, tais como o alto custo para a 

construção e operação desse sistema – principalmente, em grandes centros urbanos onde, em muitos casos, é 

necessário demolir e indenizar proprietários de imóveis. O custo de um projeto de VLT chega a ser quatro vezes 

maior do que o de um projeto de BRT, assim como o tempo para sua implantação. 

Além disso, a barreira de prática comum levantada para projetos de BRT também é válida para projetos de 

VLT: não existe qualquer regulamentação que obrigue a adoção desse tipo de sistema de transporte de 

passageiros. 

Metrôs 


convencionais de ônibus por sistemas de metrô, projeto que já é difundido em diversas cidades do mundo, mas 

não existem projetos de metrô no âmbito do MDL. A redução de emissão pela implementação do metrô irá 

ocorrer através da melhoria da eficiência do combustível, devido ao uso de um transporte de massa capaz de 

transportar uma quantidade maior de passageiros de uma só vez, quando seriam necessários diversos ônibus 

ou carros para essa mesma tarefa. 

Foram consideradas como cidades potenciais para esse projeto, as cidades propostas pelo “Plano CNT de 

Logística 2010”, da CNT, pois teriam capacidade de expandir ou implementar um sistema de metrô. 

Para os cálculos de emissão, por falta de projetos registrados no MDL, foram considerados dados de 

sistemas de metrô já existentes no Brasil, como no Rio de Janeiro e São Paulo. 

Avaliação Técnica– Projeto de Metrôs 





E LB = PCI Gasolina [GJ/L] x Fração Gasolina [adimensional] x Consumo Gasolina [L] x FE Gasolina *kg CO₂/GJ+ 

Consumo Gasolina [L] = Capacidade Metrô [passageiros/dia]/(Capac Veículo [passageiros/carro]) x Capacidade de instalação do metrô [km]/Eficiência do Veículo [10 km/L] x Fator de 

distância 


E PR = (Capacidade Metrô [passageiros/dia] x Consumo de EE por passageiro [kwh/passageiro] ) x Fegrid, CM 


RE = E LB – E PR




183 


PCI Gasolina Poder Calorífero Inferior da Gasolina 0,032 GJ/L IPCC 2006 

Fração Gasolina Fração de Mistura comercializada em 2010 0,75 - MCT 

FEGasolina Fator de Emissão da Gasolina para Veículos Leves 0,069 tCO₂/GJ IPCC 2006 

FEgrid,OM Fator de Emissão da rede de margem de operação 0,25 tCO₂/MWh MCT 

FEgrid,BM Fator de Emissão da rede de margem de construção 0,08 tCO₂/MWh MCT 

FEgrid, CM 


construção 


FD 

Fator de distância de viagem = distância percorrida por um veículo 

na linha de base/Comprimento do trilho de metrô implementado 

0,5 - Valor assumido 

Capacidade do Metrô 

Extensão do Metrô 

Quantidade de passageiros por dia 1.563.000.000 passageiros/ano Metrô de São Paulo (1) 

1 369 km de trilho Metrô de São Paulo (1) 

551.200.000 km percorridos/ano Metrô de São Paulo (1) 

Capacidade média do Metrô Quantidade média de passageiros por km 1.493.767 km percorridos/km de trilho.ano calculado 

Consumo energético médio do Metrô Consumo anual de eletricidade por km 0,002 MWh/km percorrido.ano calculado 

Capacidade média do Metrô Quantidade média de passageiros por km 3 passageiros/km percorridos.ano calculado 

Capacidade média do Metrô Quantidade média de passageiros por km 4.235.772 passageiros/km de trilho.ano calculado 

Capacidade do Veículo Quantidade de passageiros por veículo 3 passageiros/viagem de carro estimado 

Eficiência média de um veículo leve Kilometragem por consumo de combustível 10 km/L IPCC 2006 

Fator de conversão Consumo de energia elétrica por passageiro 0,8 KWh/passageiro AEAMESP (2) 

- 

Fontes: 

Fator de investimento 100 milhões US$/km CNT 2009 

1 Dados coletados tomando-se como base o Metrô da cidade de São Paulo, SP: www.metro.sp.gov.br/index.asp. 

2 Biblioteca da Associação de Engenheiros e Arquitetos do Metrô de São Paulo (Aeamesp). http://biblioteca.aeamesp.org.br/ smns/9SMTF0309T16.pdf. 



implementação de um sistema de transporte de passageiros mais eficiente, o metrô, contemplando o número de 

possíveis projetos, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de GEEs, a potencial receita com 

a venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 


base na metodologia de MDL citada para esse projeto, alimentadas com informações coletadas nacionalmente após 


Os resultados demonstrados a seguir contemplam as cidades que possuem potencial para expansão ou 

implementação de sistemas de metrô, de acordo com a Confederação Nacional dos Transportes (2010). 

Tabela 0-23 – Resultados do Projeto de Eficiência Energética no Transporte de Passageiros – Metrôs 


Fator de redução de emissão anual 2.297 tCO₂/km x ano 









Barreiras 

Os únicos projetos desse tipo, desenvolvidos no mundo, estão concentrados na Índia, apesar de ser um sistema 

de transporte de passageiros razoavelmente bem difundido pelo mundo. No entanto, nenhum deles optou por 

apresentar análise de barreiras. A inexistência dessas informações também pode ser considerado como uma barreira 

para implementar esse tipo de projeto no País. 

A partir de alguns estudos de transportes desenvolvidos no Brasil, percebe-se principal demanda por metrô está 

concentrada nas capitais. Dessa forma, uma primeira barreira é a etapa da construção da infraestrutura, como: 

obtenção de faixa de domínio, indenizações e desapropriações; construções de estações de embarque e 

desembarque; construções de pátios de manobra e de manutenção; serviços de geotecnia envolvendo escavações 

de túneis e terraplenagem; e construção e instalação de Centro de Controle Operacional, entre outras. 

Outra barreira que pode ser identificada é o seu alto custo de implementação (cerca de 20 vezes mais caro que 

um sistema de BRT) e a longa demora para sua construção e implementação.

184 



Finalmente, deve ser ressaltado o panorama geral das limitações para a implementação de projetos envolvendo 

transportes urbanos em geral no País, traçado no “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, do Banco Mundial: 

“No caso dos transportes urbanos, o principal desafio não é tecnológico, muito embora alguns ganhos de eficiência pudessem 

ainda resultar de inovações tecnológicas. Tecnologias de transporte de massa, opções não motorizadas de transporte e 

medidas de gestão da demanda são todas possibilidades disponíveis, e que já foram testadas na prática. Na verdade, o 

principal desafio está na falta de financiamento e na necessidade de maior coordenação institucional. E.g., os mais de 5.000 

municípios brasileiros administram independentemente os seus sistemas de transporte e de trânsito, o que dificulta a 

harmonização de planos e políticas públicas para todo o País. Além disso, sistemas de transporte de massa em áreas urbanas 

exigem grande quantidade de capital, o que impede que muitos municípios os implementem” [Banco Mundial, 2010]. 

Eficiência Energética no Transporte de Cargas 

Mudança Modal do Transporte de Cargas 

A modalidade rodoviária representa cerca de 60% do transporte regional de cargas no País (BANCO 

MUNDIAL, 2010). Sendo assim, a mudança do transporte de cargas para outros tipos modais com menor emissão 

de GEE, como a ferrovia ou hidrovia, pode representar uma relevante oportunidade de redução de emissões de 

GEE no País. 

Para esse estudo, foi considerada a mudança modal no transporte de carga do rodoviário para o 

ferroviário, considerando um aumento desse transporte modal em mais 3% e 10% do que é transportado 

atualmente nas ferrovias existentes. Vale ressaltar que outros projetos podem passar a existir caso haja 

investimentos para construção de novas ferrovias, além de também existirem projetos potenciais na mudança 

modal do transporte rodoviário para o hidroviário, que não foram considerados neste estudo. 

Avaliação Técnica – Projeto de Mudança de Modal do Transporte de cargas 





E LB *t CO₂/ano+= Consumo Diesel *L/ano+ x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ x PC Diesel *GJ/L+ x Fração D/B 

Consumo Diesel [m 3 /ano] = (Eficiência Consumo Caminhão Med [L/km] x (Carga Transportada [tons]/Carga caminhão Med [tons]) x Dist média [km] x Fat. Viagem) x 1/1000 [m3/L] 


E LB *t CO₂/ano+= Consumo Diesel [m 3 /ano+ x Fat. Emissão Diesel *t CO₂/GJ+ x PC Diesel *GJ/m 3 ] x Fração D/B 

Consumo Diesel [m 3 /ano] = Eficiência Consumo Trem [m 3 /km.ton] x Carga Transportada [ton/ano] x Dist média [km] x Fat. Viagem 






PCI Diesel Poder Calorífero Inferior do Diesel 36,00 GJ/m 3 BEN 2010 

FE Diesel Fator de Emissão do Diesel 0,07 t CO₂/GJ IPCC 2006 

Eficiência de Trens Consumo de combustível por trens pela Distância percorrida por tonelada transportada 0,0000008 m 3 diesel/ton.km Adaptado de: ANTT, 2009 (1) 

Dens. Diesel Densidade do Óleo Diesel 0,840 t/m 3 BEN 2010 

Fat. Viagem Fator de viagem de retorno 2 unidades Metodologia NM0320 

Eficiência Caminhão Consumo Diesel por caminhão 0,5 L/km CNT (2) 

Capacidade média de um caminhão de carga 45,00 ton DNIT (3) 

Cotação do dólar (ano 2009) 2,00 R$/US$ FED 

IN un Investimento Unitário 1.246.694 US$/km útil calculado baseado em CNT, 2010 (4) 

1 – Anuário Estatístico de Transportes Terrestres – ANTT 2009. 

2 – Confederação Nacional de Transportes – Comunicação Pessoal com Marilei Menezes, 2010. 

3 – Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes. 

4 – Plano CNT de Logística 2010.




185 


mudança modal do transporte de cargas, do rodoviário para o ferroviário, contemplando o número de 

possíveis projetos baseados na estrutura atual, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões 

de GEEs, a potencial receita com a venda de CERs e os investimentos necessários para tal. 




Os resultados demonstrados a seguir contemplam as ferrovias de transporte de cargas existentes, caso 

houvesse um aumento do potencial de 3% das cargas transportadas pelas ferrovias com a infraestrutura 

existente, e que deixariam de ser transportadas pelo modal rodoviário. 

Tabela 0-26 – Resultados do Projeto de Mudança Modal no Transporte de Cargas (Cenário de aumento de 3% das cargas 

transportadas pelas ferrovias existentes) 











Os resultados demonstrados a seguir contemplam as ferrovias de transporte de cargas existentes, caso 

houvesse um aumento de 10% do potencial das cargas transportadas pelas ferrovias com a infraestrutura 

existente, e que deixariam de ser transportadas pelo modal rodoviário. 

Tabela 0-27 – Resultados do Projeto de Mudança Modal no Transporte de Cargas (Cenário de aumento de 10% das cargas 

transportadas pelas ferrovias existentes) 











Barreiras 

Há somente um projeto envolvendo mudança de modal no transporte de cargas já desenvolvido no 

Brasil 69 . Por meio da avaliação de seu Documento de Concepção do Projeto, conclui-se que as principais 

barreiras para implementação de iniciativas de mudança modal no transporte marítimo e ferroviário referemse 

à tecnologia, ao elevado nível de capital requerido e à prática comum no setor de transporte. 

69 “Hot rolled steel coils transportation through ocean barges at ArcelorMittal Tubarão”.

186 



Em relação às barreiras de investimento, a opção de transporte marítimo enfrenta maiores dificuldades 

devido, sobretudo, ao elevado investimento necessário para a construção de infraestrutura (por exemplo, porto, 

galpão de armazenamento, barcaças). Além de o investimento ser muito alto, é de grande risco. Dessa forma, é 

necessário ter certeza do uso e bom funcionamento dessa estrutura para garantir que o investimento tenha 

retorno no médio ou longo prazo. Alternativamente, fazer um planejamento para utilizar a infraestrutura já 

existente. 

No que concerne às barreiras tecnológicas, o transporte marítimo enfrenta uma importante barreira 

relacionada à inexistência de contratos de longo prazo com empresas de carga. No Brasil, esse tipo de transporte 

é feito caso a caso, portanto, a impossibilidade de fechar contratos de maior duração impede uma redução no 

preço unitário do transporte. Caso o desenvolvedor do projeto opte por constituir sua própria frota, apesar da 

possibilidade de retorno do investimento, os custos são muito altos e envolvem desenvolvimento ou contratação 

de tecnologia desconhecida – e que não é o negócio principal da empresa. 

Há também barreiras de prática comum consideráveis ao maior uso do transporte marítimo, como, por 

exemplo, a maioria de navios com pequena capacidade e maior custo por carga transportada. Nesse caso, se a 

intenção é transportar cargas em grande quantidade, os preços de mercado são desvantajosos por serem 

calculados a partir de cargas menores. 

De acordo com o Plano CNT de Logística 2008 (CNT, 2009), atualmente o Brasil conta com uma rede de 

infraestrutura que não opera de forma eficiente os modais em todas as regiões, gerando um grave 

desequilíbrio na matriz de transporte. 

A mudança para transporte em ferrovias também enfrenta barreiras tecnológicas. O sistema ferroviário 

brasileiro é deficiente, antiquado e tem pouca capilaridade. Segundo a CNT (2009), há uma estagnação de 

investimentos do governo federal na ampliação da malha para localidades que apresentam grande oferta de 

cargas a granel. Adicionalmente, a concessão das ferrovias brasileiras está distribuída entre muitas empresas, o 

que dificulta o transporte que precisa usar trilhos de mais de uma concessionária. Essa logística não é simples e 

pode ser considerada uma barreira tecnológica aos projetos de mudança para transporte ferroviário. 

Finalmente, deve ser ressaltado o panorama geral das limitações para a implementação de projetos 

envolvendo transportes de carga no País traçado no “Estudo de Baixo Carbono para o Brasil”, do Banco 

Mundial: 

“Em termos do transporte regional, atender as metas de transporte de fretes em um Cenário de Baixo Carbono exige melhor 

integração e parcerias entre concessionárias de ferrovias e entre as concessionárias e o governo, incluindo as agências 

reguladoras. Os vários modos de transporte são em geral operados pelo setor privado; assim sendo, para haver eficiência na 

sua integração, é preciso que haja infraestrutura e terminais, o que exige uma maior coordenação e apoio da parte das 

autoridades públicas”[Banco Mundial, 2010]. 

O desenvolvimento do estudo com a abordagem bottom-up contemplou o levantamento de 

instalações/locais em que os projetos de baixo carbono poderiam ser desenvolvidos. A lista contendo os sites 

avaliados e o potencial por site encontra-se na planilha divulgada como um anexo do presente estudo. A 

Tabela 0-28 apresenta os resultados consolidados do setor de Transportes/Combustíveis para Veículos.



Tabela 0-28 – Resultados Consolidados do Setor de Transportes/Combustíveis para Veículos 


Total Setor de Transportes/Combustíveis 

para Veículos 




em 10 anos 




(CER = 10 US$) 

187 



344 n/a 234.668.296 2.347 112.766 n/a n/a 

Produção de Biocombustíveis* 156 Usinas 102.992.953 1.030 NA 65.988 tCO₂/usina x ano 

Produção de Biodiesel 156 Usinas 102.992.953 1.030 NA 65.988 tCO₂/usina x ano 

Produção de Óleo Vegetal 293 Usinas 51.790.141 518 2.910 17.679 tCO₂/usina x ano 

Mudança Modal no Transporte de 

Combustíveis 

42 Alcooldutos 8.971.260 90 26.245 22 tCO₂/km x ano 

Alcoolduto 42 Alcooldutos 8.971.260 90 26.245 22 tCO₂/km x ano 

Mudança Modal no Transporte de Cargas 12 Ferrovias 42.439.141 424 37.518 141 tCO₂/km x ano 





Eficiência Energética 134 

BRT 110 

12 Ferrovias 12.731.742 127 37.518 42 tCO₂/km x ano 

12 Ferrovias 42.439.141 424 37.518 141 tCO₂/km x ano 

Projetos 

Potenciais 

Projetos 

Potenciais 

80.264.943 803 49.003 70.561 n/a 

74.657.219 747 20.203 67.870 t CO₂/unidade x ano 

VLT 14 Cidades 968.557 10 8.600 394 tCO₂e/km x ano 

Metrô 10 Cidades 4.639.167 46 20.200 2.297 tCO₂e/km x ano 

Notas: 

*Os valores totais de produção de biocombustíveis contemplam os valores do projeto com maior potencial de redução de emissões, isto é, de produção de biodiesel, tendo em vista que 

os projetos são concorrentes. 

n/a = Não se aplica.

188 

Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes 



Descrição dos Elos do Setor de Resíduos 

O Setor de Resíduos compreende os resíduos sólidos e os efluentes líquidos, cuja cadeia pode ser dividida 

em três elos: 

� geração; 

� tratamento; e 

� disposição. 

Resíduos Sólidos 

Geração de Resíduos Sólidos 

De acordo com a NBR 10004, os resíduos sólidos são definidos como resíduos nos estados sólido e semisólido, 

que resultam de atividades de origem doméstica, comercial, industrial, hospitalar, de varrição: 

� doméstico: gerado basicamente em residências; 

� comercial: gerado pelo setor comercial e de serviços; 

� industrial: gerado por setores industrial, agrícola, agroindustrial; 

� hospitalares: gerado por hospitais, farmácias, clínicas, entre outros; e 

� varrição: podas de jardins, entulhos de construções e animais mortos. 

Dentre as atividades industriais brasileiras, destacam-se resíduos sólidos gerados pela: 

� indústria metalúrgica; 

� indústria química; 

� indústria de papel e celulose; 

� indústria de alimentos e bebidas; 

� indústria de fumo; 

� indústria de plástico; e 

� indústria têxtil. 

No Brasil, os resíduos sólidos agroindústrias (por exemplo, bagaços, tortas, restos de frutas e hortaliças) 

são provenientes, inter allia, de usinas sucroalcooleiras (bagaço de cana, torta de filtro), matadouros e 

indústrias de processamento de carnes (vísceras e carcaça de animais), frutas e hortaliças (por exemplo, bagaço 

e restos), indústria da celulose e papel (por exemplo, resíduos da madeira), curtumes (por exemplo, aparas de 

couro). 

Tratamento de Resíduos Sólidos 

Resíduos Sólidos Urbanos 

Dentre os tipos de tratamento, destacam-se: 

� incineração (com ou sem geração de energia): combustão de resíduos sólidos (e líquidos) em instalações 

de incineração controlada a altas temperaturas. Esse tipo de tratamento visa à redução do volume do 

resíduo, bem como torná-lo inerte. Porém, a instalação e o funcionamento de tratamento com 

incinerador têm um custo elevado pela necessidade de filtros e outras tecnologias sofisticadas para o 

controle da poluição do ar provocada pelos gases produzidos durante a queima sendo muito utilizada 

para resíduos perigosos; 

� reciclagem e compostagem tratamento que objetiva a redução da quantidade de resíduos que deverão 

ser dispostos. É um tratamento com vantagens ambientais, econômicas e sociais (preservação dos 

recursos naturais, aumento do tempo de vida dos aterros, economia de energia, geração de emprego e 

renda e conscientização da população): 

� reciclagem transformação de resíduos em matérias-primas de novos produtos; e



189 

� compostagem transformação de resíduos de origem animal ou vegetal em composto orgânico capaz de 

melhorar a qualidade do solo. 

As formas de coleta, na fonte geradora, dos materiais a serem reciclados podem ser: 

� coleta seletiva: separação dos materiais pela população e posterior coleta por veículo específico; 

� pontos de entrega voluntária (PEV): a população voluntariamente leva os resíduos separados até locais 

públicos que dispõem de coletores; e 

� cooperativa de catadores: cooperativas que atuam na separação de materiais recicláveis existentes no 

lixo; e 

� queima a céu aberto: combustão de resíduos indesejados ao ar livre ou em recipientes abertos (o 

material particulado e outros poluentes não passam por qualquer tipo de controle). Esse tipo de 

tratamento inclui a combustão em fornos em que não há regulação da entrada de ar ou a combustão 

completa. 

Resíduos Sólidos da Construção Civil 

Dentre os tipos de tratamento, destaca-se: 

� reciclagem a reciclagem dos resíduos da construção civil (entulho) permite que o material ferroso seja 

posteriormente comercializado, enquanto que o material inerte possa ser reutilizado para a fabricação 

de, por exemplo, briquetes para calçada, sub-base e base de rodovias, blocos para muros e alvenaria 

de casas populares, agregado miúdo para revestimento e etc. 

Resíduos Sólidos Industriais 

Tratamento que objetiva a reciclagem e recuperação dos resíduos (por exemplo, co-processamento), ou 

pelo menos torná-los inertes. Não há um processo de tratamento preestabelecido, devido à diversidade dos 

resíduos gerados. Em geral, trata-se de transformar os resíduos gerados em matéria-prima, gerando economia 

no processo industrial. No Brasil, alumínio, papel, plástico e vidro são os quatro setores industriais que abrigam 

as principais atividades de reciclagem. 

Resíduos Sólidos Agroindustriais 


� compostagem transformação de resíduos de origem animal ou vegetal em composto orgânico capaz de 

melhorar a qualidade do solo; 

� incineração (com ou sem geração de energia): combustão de resíduos sólidos em instalações de 

incineração controlada a altas temperaturas. Esse tipo de tratamento visa à redução do volume do 

resíduo, bem como torná-lo inerte. Porém, a instalação e o funcionamento de tratamento com 

incinerador têm um custo elevado pela necessidade de filtros e outras tecnologias sofisticadas para o 

controle da poluição do ar provocada pelos gases produzidos durante a queima; 

� queima a céu aberto: combustão de resíduos indesejados ao ar livre ou em recipientes abertos (a 

fumaça e outros poluentes não passam por qualquer tipo de controle). Esse tipo de tratamento inclui a 

combustão em fornos em que não há regulação da entrada de ar ou a combustão completa; 

� pirólise: Método de reciclagem terciária, que consiste no processo de decomposição de resíduos a altas 

temperaturas e pouca ou nenhuma presença de oxigênio. Nesse tratamento, pode-se extrair diversos 

subprodutos como, por exemplo, biocombustível, sulfato de amônia ou alcatrão, agregando valor aos 

resíduos; e 

� gaseificação: transformação de combustíveis sólidos ou líquidos em uma mistura combustível de gases 

(isto é, gás de síntese). Utilizam-se materiais geralmente ricos em carbono (resíduos de madeira e ou 

outros tipos de resíduos de biomassa) como matéria-prima.

190 

Resíduos Radioativos 



Ainda não existem processos de tratamento economicamente viáveis para o resíduo radioativo. 

Resíduos de Serviços de Saúde 

Existem hoje diversas formas de tratamento dos resíduos de serviços de saúde que atendem as premissas 

necessárias para a segurança do seu tratamento: incineração (de grelha fixa, de leito móvel, fornos 

radioativos), pirólise, autoclavagem, micro-ondas, radiação ionizante, desativação eletrotérmica, tratamento 

químico. 

Disposição de Resíduos Sólidos 

Resíduos Sólidos Urbanos 

� Aterro sanitário: Técnica adequada de disposição final de resíduos sólidos urbanos. O terreno é preparado 

adequadamente antes do começo da disposição dos resíduos sobre o solo, havendo o confinamento do 

resíduo em camadas cobertas diariamente com material inerte, de modo a evitar danos ao ambiente, a 

saúde e a segurança pública. Dispõe de sistema de coleta e tratamento do material lixiviado (chorume), 

drenagem de águas pluviais e coleta de biogás. Por propiciar um ambiente anaeróbio, há produção de 

biogás, composto aproximadamente por 55% de metano e 40% de dióxido de carbono – gases de efeito 

estufa; além de nitrogênio e outros gases. 

� Aterro controlado: Técnica de disposição final de resíduos sólidos em locais em que anteriormente era 

um lixão, e passou a ser gerenciado. Há coleta do material lixiviado, recobrimento diário do resíduo 

com material inerte e é operado de modo a minimizar os impactos à saúde pública, segurança e meio 

ambiente. Porém, normalmente não há preparação do terreno para a disposição do resíduo. 

� Lixão: Local inadequado de disposição de resíduos sólidos urbanos, a céu aberto, sem qualquer controle e 

cuidados de proteção ambiental ou à saúde pública, provocando poluição do solo, ar, águas subterrâneas 

e superficiais das vizinhanças. 

É importante destacar que no Brasil, de acordo com a Abrelpe (2009), mais da metade das cidades do País 

(3.427 do total de 5.565) não tem destinação adequada do resíduo urbano: que é enviado para lixões ou 

aterros controlados. Em números absolutos, 43% do total de resíduos sólidos urbanos gerados em 2009 

tiveram destino inadequado e 57% tiveram destino adequado, isto é, aterros sanitários. 

De acordo com a Albrepe (2009), mais da metade dos resíduos sólidos urbanos (RSU) coletados no Brasil 

são provenientes da Região Sudeste, seguido pelas Regiões Nordeste e Sul, como pode ser observado no 

Gráfico 0-1 abaixo.

Resíduos Sólidos da Construção Civil 



Distribuição Gráfico 0-1 da – Quantidade Distribuição da Total Quantidade de RSU Coletado Total no 

de RSU Coletado no Brasil (%) 

Fonte: Albrepe 2009. 

191 

Embora a solução ideal para o entulho da construção civil seja a reciclagem, há a possibilidade de descarte 

em aterros sanitários. Esse material pode servir para recobrimento do aterro em regiões em que o material de 

cobertura é escasso, o que pode ser considerado como solução interessante. 

Resíduos Sólidos Industriais 

Os métodos de disposição dos resíduos sólidos industriais mais empregados são: 

� landfarming: tratamento biológico em que a parte orgânica do resíduo é decomposta pelos microorganismos 

presentes na camada superficial do próprio solo; 

� aterros industriais: classe i (resíduos perigosos), classe ii (resíduos não perigosos e não inertes) e classe 

iii (resíduos não perigosos e inertes); e 

� barragens de rejeito: método usado para resíduos líquidos e pastosos (teor de umidade maior que 

80%). 

Resíduos Sólidos Agroindustriais 

Os métodos de disposição dos resíduos sólidos industriais mais empregados são: 

� enterramento; 

� aterros sanitários; 

� aterros controlados; e 

� resíduos radioativos. 

O lixo nuclear é usualmente disposto da seguinte maneira: 

� abrigos especiais (com paredes duplas de concreto de alta resistência) e preferencialmente 

enterrados; 

� encapsulamento em invólucros impermeáveis de concreto e posteriormente lançados ao mar; e 

� disposição final em cavernas subterrâneas salinas seladas. 

Resíduos de Portos e Aeroportos 

Sudeste 

53% 

Centro-Oeste 

8% 

Sul 

11% 

Nordeste 

22% 

Norte 

6% 

Por lei, o destino para os resíduos de portos e aeroportos é a incineração.

192 

Efluentes Líquidos 



Efluente líquido é qualquer água que teve sua qualidade afetada negativamente por influência antrópica. 

Podemos separar os efluentes em efluentes líquidos industriais e esgoto doméstico, urbano. 

Geração de Efluentes Líquidos 

No que concerne aos esgotos domésticos urbanos, no Brasil, entre os serviços de saneamento básico, o 

esgotamento sanitário é o que tem menor presença nos municípios brasileiros. Em 2008, 52,48% dos 

municípios brasileiros foram atendidos com o serviço de esgotamento sanitário. Outro dado interessante diz 

respeito às grandes cidades brasileiras: essas totalizam 72 milhões de habitantes, que geram 9,3 bilhões de 

litros de esgoto diariamente, dos quais 5,9 bilhões de litros não têm qualquer tratamento. 

De acordo com a Norma Brasileira — NBR 9800/1987 —, efluente líquido industrial é o despejo líquido 

proveniente do estabelecimento industrial, compreendendo emanações de processo industrial, águas de 

refrigeração poluídas, águas pluviais poluídas e esgoto doméstico. (por exemplo, frigoríficos, lacticínios, 

indústrias de bebidas e de papel e celulose), tais como dejetos de animais, água de prensa e vinhaça e outros 

efluentes com alto teor orgânico. 

De acordo com o IPCC (2000), os tipos de tratamento e formas de disposição de efluentes líquidos são 

apresentados na Figura 0-1. 

Figura 0-1 – Sistemas de Tratamento e Formas de Disposição de Efluentes Líquidos 

Fonte: Banco Mundial (2010), baseado no IPCC (2000).

Tratamento de Efluentes Líquidos 




193 

� lagoa aeróbia: sistema de tratamento biológico em que a estabilização da matéria orgânica ocorre 

quando existe equilíbrio entre a oxidação e a fotossíntese, para garantir condições aeróbias em todo o 

meio; 

� lagoa anaeróbia: sistema de tratamento biológico em que a estabilização da matéria orgânica é realizada 

predominantemente por processos de fermentação anaeróbia, imediatamente abaixo da superfície, não 

existindo oxigênio dissolvido. Esse tipo de tratamento tem sido usado como tratamento em esgotos e 

efluentes industriais, predominantemente orgânicos, com alto teor de demanda bioquímica de oxigênio 

(DBO), tais como efluentes de frigoríficos, de lacticínios, indústrias de bebidas, de papel e celulose; 

� digestor anaeróbio de lodo: são usados para estabilização de lodos primários e secundários, 

provenientes de tratamento de esgotos e de efluentes industriais com alta concentração de sólidos 

suspensos. O ambiente anaeróbio propicia a geração de biogás, rico em metano; e 

� reator anaeróbio: são usados para tratamento de esgoto e efluentes industriais específicos (isto é, 

predominantemente orgânicos, com alto teor de DBO, tais como efluentes de frigoríficos, de lacticínios, 

indústrias de bebidas, de papel e celulose). O ambiente anaeróbio propicia a geração de biogás, rico em 

metano. 

Disposição de Efluentes Líquidos 

Esse elo da cadeia compreende os efluentes líquidos que são dispostos/lançados no meio ambiente. São 

considerados: 

� com coleta e tratamento: lançamento em cursos d’ gua (por exemplo, mar, rio, lagoa); e 

� sem coleta: 

� esgotos em céu aberto que são comuns em áreas urbanas de baixa renda e rurais predominantemente 

em países em desenvolvimento; 

� semidouros e fossas sépticas; 

� valas abertas; e 

� lançamento em cursos d’ gua (por exemplo, mar, rio, lagoa). 

No Brasil, ainda há pouca coleta e tratamento de esgotamento sanitário, como pode ser observado na 

Tabela 0-1. Segundo a Pesquisa Nacional de Saneamento Sanitário (IBGE, 2008), na região Norte, apenas 8% do 

esgoto gerado é tratado. A região onde, proporcionalmente, há maior coleta e tratamento de esgoto é a Sudeste, 

em que apenas 5% dos municípios não possuem coleta seletiva, e 48% do esgoto é coletado e tratado. 

Tabela 0-1 – Proporção de Municípios, por Condição de Esgotamento Sanitário (%) 

Grandes Regiões Sem Coleta Só Coletam Coletam e Tratam 

Norte 87% 6% 8% 

Nordeste 54% 27% 19% 

Sudeste 5% 47% 48% 

Sul 60% 16% 24% 

Centro-Oeste 72% 3% 25% 

Brasil 45% 27% 29%

194 

Dejetos Animais 




Como definido neste Relatório, a cadeia do setor de Resíduos Sólidos e Efluentes líquidos é divida em três 

elos: 

� elo 1: geração de resíduos e efluentes; 

� elo 2: tratamento de resíduos e efluentes; e 

� elo 3: disposição de resíduos e efluentes. 

O setor de resíduos é responsável por significativas emissões de gases de efeito estufa (GEE), decorrentes 

principalmente, das seguintes atividades: 

� disposição dos resíduos sólidos domésticos e agroindustriais – emissões de CH₄ (emissões de N₂O não 

significantes); 

� tratamento biológico dos resíduos sólidos domésticos e agroindustriais – emissões de CH₄ e N₂O; 

� incineração e queima a céu aberto dos resíduos – emissões de CO₂ (carbono fóssil), CH₄ e N₂O; e 

� efluentes domésticos e industriais – emissões de CH₄ e N₂O. 

A disposição de resíduos sólidos em aterros gera condições anaeróbias que propicia a geração de CH₄. A 

matéria orgânica presente nos efluentes domésticos e industriais, quando em condições anaeróbias (por 

exemplo, digestores aneróbios, lagoas anaeróbias), é biodegradada com grande potencial de geração de CH₄. No 

caso dos esgotos domésticos, também ocorrem emissões de N₂O, devido ao conte do de nitrog nio na 

alimentação humana. 

Em 2005, as emissões de metano do tratamento de resíduos representaram aproximadamente 11% das 

emissões de CH₄ do País, 2% das emissões de N₂O e cerca de 3% do total das emissões (CO₂ + CH₄ + N₂O), 

correspondendo a 48.945 Mton CO₂eq. As emissões de metano e óxido nitroso devido ao tratamento de 

resíduos podem ser separadas de acordo com o Gráfico 0-2. 

Gráfico 0-2 – Distribuição das emissões do Setor de Resíduos 

no Brasil em 2005 

Esgoto 

doméstico (CH4) 

17% 

Efluentes 

industriais (CH4) 

10% 

Efluentes 

líquidos (N2O) 

9% 

Resíduos sólidos 

(CH4) 

64% 

Fonte: Inventário Brasileiro das Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de 

Efeito Estufa – Informações gerais e valores preliminares (24 de novembro de 

2009). 

No caso da decomposição ou combustão de resíduos de biomassa, as emissões de CO₂ não são 

consideradas, pois o carbono liberado é considerado biogênico, isto é, foi capturado da atmosfera no 

crescimento da biomassa e portanto não contribuirá para o agravamento do efeito estufa de origem antrópica.



195 

As emissões de CO₂ que contribuem para o efeito estufa são as de origem fóssil, que são geradas em menor 

quantidade no setor. 

O biogás produzido em processos anaeróbios é rico em metano, podendo ser capturado e utilizado para 

geração de energia térmica ou elétrica, e a biomassa pode ser queimada para geração de energia térmica ou 

eletricidade. Outra forma de mitigação de emissões é evitar a geração de metano com processos aeróbios, como 

compostagem, digestores aeróbios e aeração de aterros. 

Assim como para os demais setores, a avaliação do potencial de redução de emissão de GEE no setor de 

resíduos no Brasil será feita para os três elos de sua cadeia, com base em metodologias de linha de base e 

monitoramento aprovadas e em fase de aprovação na Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança 

do Clima (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão propostos no Mecanismo de 

Desenvolvimento Limpo (MDL) no Brasil e no Mundo. 

No Brasil, o panorama atual do gerenciamento de resíduos sólidos revela que há espaço para melhorias 

significativas e, consequentemente, oportunidades de ações que envolvam projetos de redução de emissão de 

GEE, dentre as quais, destacam-se a coleta de biogás para destruição ou aproveitamento energético e 

tratamentos aeróbios. 

O potencial de redução de emissões de GEE, especialmente de CH₄ gerado na disposição de RSU no Brasil 

é grande, como comprovam as experiências exitosas em aterros públicos e privados (por exemplo, 

Bandeirantes e Nova Gerar) com geração de Reduções de Emissões Certificadas (RECs). A sanção presidencial, 

em agosto de 2010, da Lei de Política Nacional de Resíduos Sólidos (12.305/10) terá papel disciplinador e 

acelerará a adequação do setor às normas sanitárias e ambientais adequadas. No campo dos resíduos 

agroindustriais, há significativo potencial de redução de emissões no manejo de dejetos animais confinados 

(por exemplo, suinocultura) para captura e queima de biogás podendo gerar energia (térmica e elétrica), O 

Sistema de Manejo de Dejetos (SMD) mostrou-se alternativa muito atraente e levou a Agência Nacional de 

Energia Elétrica (Aneel) a criar o Programa de Geração Distribuída para Saneamento Ambiental. Também há 

elevado potencial de redução de emissões de GEE nos processos produtivos de açúcar e álcool, café e arroz, 

especialmente por meio do aproveitamento dos resíduos para a geração de energia (por exemplo, bagaço de 

cana-de-açúcar, casca de arroz, borra de café). 

Em relação aos efluentes domésticos, a coleta de resíduos no Brasil é limitada, e as estações de 

tratamento de esgoto são insuficientes e praticamente não há mecanismos de mitigação de GEE. De forma 

parecida com os resíduos sólidos, o País prevê a expansão da coleta e tratamento de esgoto aumentando as 

oportunidades de implementação de projetos de baixo carbono. 

No segmento industrial, o setor tem utilizado sistemas fechados de água de refrigeração, reutilização da 

água e melhorias tecnológicas para reduzir o uso de água de processo, motivado pelas cobranças pelo uso da 

água em bacias hidrográficas e pelas companhias de saneamento. Dessa forma, muitas indústrias realizam o 

tratamento de seus efluentes para reutilizar a água. Cada indústria gera efluentes com características 

diferentes, inclusive na quantidade de matéria orgânica, variando as emissões de metano de cada uma. 

Assim como para os demais setores, a avaliação do potencial de redução de emissão de gases de efeito 

estufa (GEE) no setor de resíduos no Brasil será feita para os três elos de sua cadeia, com base em 

metodologias de linha de base e monitoramento aprovadas e em fase de aprovação pela Convenção Quadro 

das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), bem como em projetos de redução de emissão de GEE 

propostos no Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), localizados no Brasil e demais países em 

desenvolvimento participantes desse Mecanismo (i.e outros países signatários do Protocolo de Kyoto, 

considerados países não Anexo I). 


redução de emissão, bem como as metodologias de linha de base e monitoramento da CQNUMC aplicáveis a 

cada iniciativa.

196 



Quadro 0-1 – Principais Emissões de GEE e Iniciativas Mitigadoras no 

Setor de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos 

Elo 1 – Geração de Resíduo Elo 2 – Tratamento de Resíduo Elo 3 – Destinação de Resíduo 


Zero 

CO₂ fóssil CO₂ fóssil 

N₂O N₂O 

CH₄ CH₄ 


Educação Ambiental para reduzir a geração de resíduos 

por habitante 

Redução da geração de resíduos sólidos 

etano evitado e captura de metano (destruição ou 

aproveitamento) – Efluentes Líquidos 

Metano evitado e captura de metano (Recuperação e 

Destruição) – Resíduos Sólidos 

Captura de metano em Aterros (destruição de metano ou 

aproveitamento para geração de energia 

Aeração de Aterros 

Eficiência Energética na Reciclagem de Resíduos Sólidos Compostagem de Resíduos Orgânicos de Aterros 

Geração de energia térmica e elétrica com resíduos de 

biomassa 


ACM0014. AM0039 ACM0001 

AM0080. AM0073 AM0069 

AMS-III.I. AMS-II.D. AMS-III.G. 

AMS-III.H. AMS-III.I.E. AM0053 

AMS-III.Y. AMS-III.F. AM0075 

AM0053 AMS-III.L. AMS-III.AF. 

AM0075 AMS-III.R. AM0083 

AM0069 AM0053 NM0333 

ACM0010 AM0075 AM0057 

AM0025 AMS-III.AJ. AMS-III.R. 


existentes no MDL, as potenciais iniciativas de redução de emissão de GEE em cada elo da cadeia produtiva do 

setor de resíduos são: 

� elo 1 (geração): educação ambiental para reduzir a geração de resíduos por habitante; redução da geração 

de resíduos sólidos; 

� elo 2 (tratamento): metano evitado e captura de metano (destruição ou aproveitamento) de efluentes 

líquidos e resíduos sólidos; eficiência energética na reciclagem de resíduos sólidos; e 

� elo 3 (destinação): captura de metano em aterros (destruição ou aproveitamento); aeração de aterros; 

compostagem de resíduos orgânicos de aterros; geração de energia térmica e eletricidade com 

resíduos de biomassa. 

Alguns projetos foram excluídos, sendo eles: compostagem, pirólise, gaseificação, biodigestão de resíduos 

de agricultura para aproveitamento energético, reciclagem de plásticos, aeração de aterros e escavação de 

aterros. Isso ocorreu por uma série de motivos, dentre eles a dificuldade em determinar sites para aplicação 

dos projetos pela abrangência do projeto ou pela falta de bancos de dados disponíveis ou por serem projetos 

concorrentes com outros que foram incluídos. 


A Tabela 0-2 apresenta possíveis iniciativas de redução de emissões de GEE que se enquadrariam no elo 1. 

Não existem, até a conclusão deste estudo, projetos/ metodologias aprovadas ou propostas para estes tipos de 

projeto no âmbito do MDL.).



Tabela 0-2 – Projetos de Redução de Emissão no Elo 1 – Setor de Resíduos 


de Emissão – Projetos de 

MDL 

Educação Ambiental 

para reduzir a geração 

de resíduos por 

habitante 

Redução da geração de 

resíduos sólidos 

Metodologias 


Base 

(1) Excluem-se os Projetos Rejeitados. 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 1 – Geração de Resíduos Sólidos e Efluentes 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 


Projetos 

desenvolvidos 1 



(ktCO₂e/ano) 1 




197 


MDL no resto 

do Mundo 

Número total 



- - - - - - - - - 

- - - - - - - - - 

De acordo com a Tabela 0-2, ainda não foi desenvolvida nenhuma metodologia de MDL no mundo que se 

enquadre no elo 1, isto é, geração de resíduos. Algumas possíveis iniciativas de redução de emissão nesse elo 

da cadeia se referem à redução da geração de resíduos sólidos por habitante pela educação ambiental e 

redução da geração de resíduos de maneira geral. 


Assim como no elo 1, foi feita uma pesquisa de projetos de redução de emissão de GEE já propostos no 

âmbito do MDL que se enquadram no elo 2, isto é, Tratamento, cujo resultado é apresentado na Tabela 0-3. 




Metano evitado e captura de 

metano (destruição ou 

aproveitamento) – Efluentes 

Líquidos 



aproveitamento) – Efluentes 

Líquidos 

Metodologias 


Base 


Projetos em 

validação 


Projetos 

validados 

Elo 2 – Tratamento de Resíduo Sólidos e Efluentes 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 


Projetos 









no resto do Mundo 


Projetos 

desenvovidos 1 

ACM0014 1 - - - 1 91 91 25 

AM0013 4 - - - - - - - 7 

AM0013 4 

AMS-I.C 3 

- - - - - - - 1 

AM0022 4 - - - - - - - 16 

AMS-III.H 3 - - - 3 118 39 72 

AMS-III.H 

AMS-I.D 2 

AMS-III.I 

AMS-I.A. 3 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.H. 

AMS-I.A. 3 

AMS-III.H. 

AMS-I.C. 3 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.H. 

AMS-I.C. 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.H. 

AMS-III.H. 

AMS-I.A. 3 

AMS-III.H. 

AMS-I.C. 3 

AMS-III.H. 

AMS-I.C. 3 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 2 

AMS-I.C. 3 

1 - - - 1 24 24 - 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 5 

- - - - - - - 6 

- - - - - - - 7 

- - - - - - - 46 

- - - - - - - 14 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 2 

AMS-III.H. - - - - - - - 1

198 





aproveitamento) – Resíduos 

Sólidos) 




Sólidos) 




Sólidos e Efluentes líquidos 

Metodologias 


Base 

AMS-I.F. 

AMS-I.C. 3 

AMS-III.H. 

AMS-III.O. 

AMS-III.I. 

AMS-III.H. 

AMS-I.C. 3 

AMS-III.D. 


Projetos em 

validação 




Projetos 

validados 

Elo 2 – Tratamento de Resíduo Sólidos e Efluentes 


Projetos 

registrados 



Projetos 

rejeitados 


Projetos 









no resto do Mundo 


Projetos 


- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

AM0080 - - - - - - - - 

AMS-III.I 2 - 4 - 6 209 35 3 

AMS-III.Y - - - - - - - 1 

AM0075 - - - - - - - - 

ACM0010 2 - - - 2 181 91 8 

ACM0010 

ACM0006 3 

ACM0010 

AMS-I.D. 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 3 

AM0006 4 2 - 2 - 4 190 48 9 

AM0016 4 - - 18 - 18 1384 77 22 

AM0025 1 1 - - 2 94 47 63 

AM0025 

ACM0002 

AM0025 

ACM0002 2 

AMS-I.D. 2 

AM0025 

AM0053 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

AM0039 - - - - - - - 23 

AM0073 - - - - - - - 3 

AMS-I.C. 3 

AMS-III.D. 

- - - - - - - 4 

AMS-III.D. 28 - 21 - 49 1493 30 131 

AMS-III.D. 

AMS-I.A. 3 

AMS-III.D. 

AMS-I.C. 3 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.D. 

AMS-I.D. 2 

AMS-I.A. 3 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.D. 

- - - - - - - 3 

- - - - - - - 3 

1 - - - 1 58 58 4 

- - - - - - - 1 

AM0075 - - - - - - - - 

AMS-I.C. 3 

AMS-III.I.E. 

AMS-III.H. 

AMS-III.F. 

AMS-III.H. 

AMS-III.G. 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.H. 

AMS-III.F. 

AMS-I.D. 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 2 

- - - - - - - 1 

- - - - - - - 1 

Eficiência Energética na 

Reciclagem de Resíduos Sólidos 

AMS-III.AJ - - - - - - - - 

1 

Excluem-se os Projetos Rejeitados. 

2 Geração de EE. 

3 Geração de Energia Térmica com ou sem geração de energia elétrica. 

4 As metodologias foram consolidadas.



199 

Como pode ser observado na Tabela 0-3 no Brasil, foram propostos 95 projetos de tratamento de resíduos 

sólidos e efluentes líquidos no âmbito do MDL, totalizando um potencial de redução em 4.303 ktCO₂e/ano. 

Com base na avaliação desses projetos, o potencial médio de redução de emissão de GEE varia entre: 

� 8-91 ktCO₂e /ano para projetos de metano evitado e captura de metano em efluentes líquidos; e 

� 30-91 ktCO₂e /ano para projetos de metano evitado e captura de metano em resíduos sólidos. 

Ainda não foi desenvolvido nenhum projeto de eficiência energética na reciclagem de resíduos sólidos no 

Brasil e nos demais países em desenvolvimento participantes do MDL. 

As oportunidades de redução de emissão de GEE no elo 2 da cadeia de resíduos são descritas a seguir. 

Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados ao Tratamento de Resíduos Sólidos e 

Efluentes 

No setor de resíduos sólidos e efluentes, no elo de tratamento, foram avaliadas 18 metodologias, das quais 

14 foram incluídas no estudo do potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 6 tipos de 

projetos concernentes à tratamento de efluentes na indústria sucroalcooleira, na indústria de papel e em 

tratamento de esgoto, tratamento térmico de resíduos sólidos urbanos, tratamento de dejetos animais 

confinados e exportação do biogás coletado. 

Tratamento de Efluentes 

As metodologias de grande escala ACM0014 (As metodologias de grande escala – AM0013 e AM0022 – 

foram consolidadas na ACM0014) e AM0080, bem como as metodologias de pequena escala AMS-III.H., AMS-III.I. 

e AMS-III.Y. são aplicáveis a projetos de redução de emissão de metano proveniente de tratamentos de efluentes 

industriais e domésticos. 

A definição dos projetos de redução de emissões aplicáveis ao tratamento de efluentes depende do 

tratamento utilizado na linha de base. As 2 linhas de base mais prováveis no tratamento de efluentes são o 

tratamento aeróbio dos efluentes (sem geração de metano), e o tratamento anaeróbio (com geração de 

metano). Para cada linha de base, foram identificados projetos aplicáveis, que podem ser vistos na Figura 0-2 

abaixo.

200 



Figura 0-2 – Tipos de Projetos de Redução de Emissões para Tratamento de Efluentes 

Indústria 

Indústrias de X 

LB 

Tratametno aeróbio 

Tratamento anaeróbio 

Instalação de reator 

anaeróbio 

Substituição para 

tratamento aeróbio 

Captura do biogás e 

geração de energia 

térmica (substituição 

de GN) 



elétrica (substituição de 

eletricidade comprada) 

Projeto 



térmica (substituição 

de GN) 



elétrica (substituição de 

eletricidade comprada) 

Para sites em que a linha de base é o tratamento aeróbio (sem geração de metano), os projetos podem ser a 

instalação de reator anaeróbio, com captura do biogás para geração de energia térmica e/ou elétrica. 

Para sites em que a linha de base é o tratamento anaeróbio (com geração de metano), os projetos podem 

ser de substituição para tratamento aeróbio, captura do biogás e geração de energia térmica ou captura do biogás 

para geração de energia elétrica. 

Em casos que o projeto envolve sistemas de tratamento anaeróbio, a redução de emissões ocorre devido à 

destruição do metano coletado e/ou pelo aproveitamento energético do biogás (em substituição da fonte 

geradora de energia – por exemplo, eletricidade do Sistema Interligado Nacional e consumo combustível fósseis 

para geração de energia térmica). Já em projetos envolvendo sistemas aeróbios, a redução de emissão de GEE 

ocorre pela redução na geração de metano. 

De acordo com o Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de Efeito 

Estufa, os setores produtivos que geram grandes quantidades de efluentes com alta carga orgânica são: álcool, 

açúcar, cerveja, leite cru, algodão, papel, suínos, leite pasteurizado, aves e bovinos. Foram analisados projetos de 

tratamento de efluentes industriais para setores de álcool, açúcar e papel e para suínos, aves e bovinos (ver seção a 

respeito de dejetos animais). Também foram analisados projetos para tratamento de esgoto. Os demais setores 

produtivos não foram contemplados pela falta de dados disponíveis.

Tratamento de Efluentes do Setor Sucroalcooleiro 



201 

O projeto em questão aplica-se a todas as usinas de açúcar e/ou álcool que não possuem biodigestores com 

aproveitamento energético do gás capturado. Foram selecionadas todas as usinas sucroalcooleiras da Região 

Centro-Sul e sua produção de açúcar e álcool, obtidos através do produto "Ranking de produção – cana, açúcar e 

álcool" da ÚNICA, para safra de 2007/2008 70 , e o total de açúcar e cana produzidos no Brasil para mesma safra. 

Foram calculados 2 tipos de projetos relacionados a linha de base sendo degradação aeróbia, conforme 

apresentado na Figura 0-2. 

Dos dois projetos analisados, apenas o projeto de instalação de biodigestor e captura do biogás para geração 

de energia térmica com substituição de gás natural apresentou redução de emissões. O projeto para geração de 

eletricidade aumentou as emissões do projeto, devido às fugas do biodigestor. Portanto, apenas o primeiro 

projeto será apresentado. 

Avaliação Técnica– Linha de base aeróbico com projeto de captura de biogás para geração de energia térmica 

com substituição de gás natural – Cenário 1 


Tabela 0-4 e dos parâmetros apresentados na Tabela 0-5 e Tabela 0-6. 



E LB = E trat.LB + E GN 

E trat.LB *t CO₂e/ano+ = ( P etanol [m 3/ ano] x D etanol [t/m 3 ] x DBO etanol [kg DBO/t] + P açúcar [t/ano] x DBO açúcar [kg DBO/t] ) x B 0 *kg CH₄ /kg DBO] x MCF baseline [adimensional]/1000 [kg 

CH₄ /t CH₄+ x GWP CH₄ *t CH₄ /t CO₂e+ 

E GN *t CO₂e/ano+ = ( P etanol [m 3 /ano] x D etanol [t/m 3 ] x DBO etanol [kg DBO/t] + P açúcar [t/ano] x DBO açúcar [kg DBO/t] ) x B 0 *kg CH₄ /kg DBO] x MCF projeto [adimensional]/1000 [kg 

CH₄/t CH₄+ x EF coleta [fração]/D CH₄ *t CH₄ /m 3 CH₄+ x PC metano [GJ/m 3 CH₄+ x FE gás natural *t CO₂e/GJ] 


E PR = E fugas trat. 

E fugas trat. *t CO₂e/ano] = ( P etanol [m 3 /ano] x D etanol [t/m 3 ] x DBO etanol [kg DBO/t] + P açúcar [t/ano] x DBO açúcar [kg DBO/t] ) x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto [adimensional]/1000 [kg 

CH₄/t CH₄+ x (1 – EF coleta *fração+) x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+ 




Parâmetro Descrição 

kg CH₄ por 

kg DQO 

kg CH₄ por 

kg DBO 

B 0 Capacidade M xima de Produção de CH₄ (Bo) 0,25 0,6 2 

70 As empresas na região Centro-Sul representaram 88,7% da produção nacional na safra 07/08. Também foi calculado para a Usina Boa Vista, da empresa São 

Martinho, com dados de produção da safra 2008/2009. 

Fonte

202 





GWPCH₄ Potencial de Aquecimento Global para o metano 21 tCO₂e/tCH₄ 10 

DCH₄ Densidade de metano (à temperatura de 20 graus e 1 atm pressão) 0,00067 t CH₄ /m 3 CH₄ 6 

D etanol Densidade do etanol 0,8025 t etanol/m 3 etanol 11 

MCF Baseline 

Fator de conversão de metano – Centralizado, planta de tratamento aeróbio – 

Bem manejado 

0 - 2 

MCF Projeto 1 e 2 Fator de conversão de metano anual – Reator anaeróbio 0,8 - 2 

B 0 Potencial máximo de produção de metano 0,6 kg CH₄/kg DBO 2 

EF Coleta Eficiência de coleta do equipamento de recuperação do biogás 0,9 - 7 

PC metano Poder calorífico do metano 0,036 GJ/m 3 CH₄ 8 

FE elet. Fator de emissão da eletricidade do sistema interligado 0,163 tCO₂e/MWh 12 


FE gás natural Fator de emissão do gás natural 0,056 tCO₂e/GJ 5 

DBO álcool Fator de geração de DBO por tonelada de Álcool 220 kg DBO/t álcool 4 

DBO açúcar Fator de geração de DBO por tonelada de Açúcar 200 kg DBO/t açúcar 3 

Valor 1 do CER 5 US$/t CO₂e 13 

Valor 2 do CER 10 US$/t CO₂e 13 

Custo do investimento US$ 

Eletricidade 3,6 GJ/MWh 15 

Fontes: 

1 ÚNICA. "Ranking de produção – cana, açúcar e álcool". Disponível em www.unica.com.br/userFiles/estatisticas/ranking%201.xls. 



3 CETESB (1984) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e 

Disposição de Resíduos – Ministério da Ciência e Tecnologia 2010. 

4 WHO (1982) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases De Efeito Estufa no Tratamento e 





7 Valor default – Metodologia AMS-III.H. Disponível em http://cdm. unfccc.int/UserManagement/FileStorage/M7LYODQGTW5EBSCAUX3K2H4P06ZI8F 


9 São Martinho. Disponível em www.mzweb.com.br/saomartinho2009/web /conteudo_pti.asp?conta=45&id=76942&tipo=28780&idioma=0. 

10 Valor para primeiro período de compromisso. 

11 Balanço energético Nacional 2009 (BEN 2009). 

12 Ministério da Ciência e Tecnologia, Fatores de Emissão de CO₂ de acordo com a ferramenta metodológica aprovada pelo Conselho Executivo do MDL, 2009. Disponível em 

www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora. 


14 Premissa. 

15 AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer” 



tratamento de efluentes do setor sucroalcooleiro (tratamento na linha de base aeróbio, com projeto de captura 

de biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural) – no Brasil, contemplando a o número 

de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de 

potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz 




nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis



Tabela 0-7 – Resultado do Projeto de Tratamento de Efluentes na indústria sucroalcooleira: Linha de base aeróbica com 

projeto de captura de biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural 


Fator de redução de emissão anual 0,0003 tCO₂e/(kg DBO 71 x ano) 

Redução de Emissão anual 2.516.038,5 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão em 10 anos 25.160.384,8 tCO₂e 

Número de projetos 282 Unidades 


Contribuição à matriz energética 0 MWh/ano 


203 

Investimento total n/a Milhões US$ 



Tratamento de Efluentes do Setor de Papel 

O projeto em questão aplica-se a todas as indústrias de papel que não possuem biodigestores com 

aproveitamento energético do gás capturado. Foram selecionadas todas as empresas de papel por estado 72 , dado 

obtido através do Relatório Anual 2008/2009 da Bracelpa, junto com os dados de produção desagregado por 

empresa por estado 73 . No total, identificaram-se as empresas responsáveis por 96% da produção nacional de 

papel. 

Foram calculados 5 tipos de projetos, em função de duas linhas de base, conforme Figura 0-2. 

Para linha de base sendo tratamento aeróbio, dos dois projetos analisados, o projeto de instalação de 

biodigestor e captura do biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural apresentou 

redução de emissões consideravelmente maior que o projeto para geração de eletricidade. Serão apresentados os 

resultados do projeto de geração de energia térmica. 

Para linha de base sendo tratamento anaeróbio, o projeto de substituição de gás natural apresentou a 

maior redução de emissão, seguindo pelo projeto de substituição para tratamento aeróbio, sendo o projeto de 

captura do biogás para geração de eletricidade a menor redução de emissão. Porém, esse último contribui para 

matriz energética. Portanto, serão apresentados os resultados do projeto de captura do biogás para geração de 

eletricidade. 

Avaliação Técnica – Cenário 1: Linha de base aeróbico com projeto de captura de biogás para geração de 

energia térmica com substituição de gás natural 

O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas na Tabela 0-8 

e dos parâmetros descritos na Tabela 0-9, Tabela 0-10 e na Tabela 0-11. 



E LB = E trat.LB + E gás natural 

E trat.LB *t CO₂e/ano+ = P papel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF baseline [adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x GWP CH₄ *t CH₄/t CO₂e+ 

E gás natural *t CO₂e/ano+ = P papel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto [adimensional] x EF coleta [fração]/D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ x PC metano [GJ/m 3 CH₄+ x FE gás 

natural *t CO₂e/GJ+ 



E fugas trat. *t CO₂e/ano+ = P papel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto [adimensional] x (1 – EF coleta *fração+) x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+ 


RE = ELB – EPR 71 

1 tonelada de açúcar gera aproximadamente 200 kg DBO. 1 tonelada de etanol gera aproximadamente 220 kg DBO. 

72 

Foi considerado apenas 1 projeto por empresa por estado. No caso de empresas com mais de uma fábrica por estado, essas foram agregadas, contabilizando 

1 projeto com a produção de todas as fábricas da empresa no estado. 

73 

A produção nacional foi obtida em Bracelpa, "Relatório Anual 2008/2009" assim como a produção das empresas Para as Empresas Klabin SA, Suzano, 

International Paper, Votorantim Celulose e Papel, Rigesa, Orsa, Santher, Stora Enso, Trombini, Norske, MD Papéis, Celulose Irani AS, Inpa e Ahlstrom. A 

produção específica às demais empresas foi estimada. A estimativa de produção foi calculada multiplicando-se a capacidade nominal por um fator de utilização 

obtido a partir da média de utilização das empresas citadas anteriormente.

204 




Parâmetro Setor Produtivo Fator de geração de DBO Unidade Fonte 

Fator de geração de DBO Papel 8 kg DBO/t 4 



kg CH₄ por 

kg DQO 

kg CH₄ por 

kg DBO 




GWPCH₄ Potencial de aquecimento global para o metano 21 tCO₂e/tCH₄ IPCC 2006 


MCF Baseline1 Fator de conversão de metano – Centralizado, planta de tratamento aeróbio – Bem manejado 0 - 2 

MCF Baseline2 Fator de conversão de metano anual – Centralizado, planta de tratamento aeróbio – sobrecarregado 0,8 - 2 

MCF Projeto Fator de conversão de metano anual – Reator anaeróbio 0,8 - 2 

B 0 Potencial máximo de produção de metano 0,6 kg CH₄/kg DBO IPCC 2006 






Eletricidade 3,6 GJ/MWh 

Valor 1 do CER 5 US$ 11 


Fontes: 




3 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases De Efeito Estufa no Tratamento e Disposição de Resíduos – Ministério da 

Ciência e Tecnologia 2010. 

4 WHO (1982) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases De Efeito Estufa no Tratamento e 




6 ACM0010. 

7 Valor default – Metodologia AMS-III.H. 


9 Ministério da Ciência e Tecnologia, Fatores de Emissão de CO₂ de acordo com a ferramenta metodológica aprovada pelo Conselho Executivo do MDL, 2009. Disponível em 


10 Assumido. 




tratamento de efluentes do setor de papel (tratamento na linha de base aeróbio, com projeto de captura de 

biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural) – no Brasil, contemplando a o número 

de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de 

potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à 

matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse projeto. 

Vale ressaltar que os resultados dos projetos para tratamento de efluentes da indústria de papel não 

podem ser somados. 




Fonte



Tabela 0-12 – Resultado do Projeto de Tratamento de Efluentes na indústria de papel: Linha de base aeróbica com projeto 

de captura de biogás para geração de energia térmica com substituição de gás natural 

205 


Fator de redução de emissão anual 0,0103 tCO₂e/(kg DBO 74 x ano) 

Redução de Emissão anual 91.201,8 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão em 10 anos 912.017,9 tCO₂e 

Número de projetos 120 Unidades 

Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos 7.600,1 tCO₂e 






Avaliação Técnica – Cenário 2: Linha de base anaeróbico com projeto de captura de biogás para geração de 

energia elétrica com substituição de eletricidade comprada 


0-13 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-14, Tabela 0-15 e na Tabela 0-16. 



E LB = E trat.LB + E elet. 

E trat.LB *t CO₂e/ano+ = P papel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF baseline [adimensional]/1000 [kg CH₄/t CH₄+ x GWP CH₄ *t CH₄/t CO₂e+ 

E elet. *t CO₂e/ano+ = P papel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto [adimensional] x EF coleta [fração]/D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ x PC metano [GJ/m 3 CH₄+/[GJ/MWh] x 

FE elet. *t CO₂e /MWh+ 



E fugas trat. *t CO₂e/ano+ = P papel [t/ano] x Fat. Geração DBO [kg DBO/t] x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto [adimensional] x (1 – EF coleta *fração+) x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+ 




Parâmetro Setor Produtivo Fator de geração de DBO Unidade Fonte 

Fator de geração de DBO Papel 8 kg DBO/t 4 



kg CH₄ por 

kg DQO 

kg CH₄ por 

kg DBO 




GWPCH₄ Potencial de aquecimento global para o metano 21 tCO₂e/tCH₄ IPCC 2006 


MCF Baseline 

Fator de conversão de metano anual – Centralizado, planta de 

tratamento aeróbio – sobrecarregado 

0,8 - 2 

MCF Projeto Fator de conversão de metano anual – Reator anaeróbio 0,8 - 2 

B 0 Potencial máximo de produção de metano 0,6 kg CH₄/kg DBO IPCC 2006 









74 1 tonelada de açúcar gera aproximadamente 200 kg DBO. 1 tonelada de etanol gera aproximadamente 220 kg DBO. 

Fonte

206 



Fontes: 




3 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e Disposição de Resíduos – Ministério da 

Ciência e Tecnologia 2010. 

4 WHO (1982) apud Salvador (1991) em Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e 




6 ACM0010. 

7 Valor default – Metodologia AMS-III.H. 


9 Ministério da Ci ncia e Tecnologia, Fatores de Emissão de CO₂ de acordo com a ferramenta metodológica aprovada pelo Conselho Executivo do MDL, 2009. Disponível em 

www.mct.gov.br/index.php/content/view/303076.html#ancora 

10 Assumido. 


Resultados consolidados do Inventário de oportunidades 


tratamento de efluentes do setor de papel (tratamento na linha de base anaeróbio, com projeto de captura de 

biogás para geração de energia elétrica com substituição de eletricidade comprada) – no Brasil, contemplando 

a o número de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as 


contribuição à matriz energética nacional, assim como de investimentos necessários à implementação desse 

projeto. 

Vale ressaltar que os resultados dos projetos para tratamento de efluentes da indústria de papel não 

podem ser somados. 




Tabela 0-17 – Resultado do Projeto de Tratamento de Efluentes na indústria de papel: Linha de base anaeróbica com 

projeto de captura de biogás para geração de energia elétrica com substituição de eletricidade comprada 


Fator de redução de emissão anual 0,0751 tCO₂e/(kg DBO tratada x ano) 

Redução de Emissão anual 662.248,3 tCO₂e/ano 

Redução de Emissão em 10 anos 6.622.483,1 tCO₂e 


Redução de Emissões média por projeto – em 10 anos 55.187,4 tCO₂e 

Contribuição à matriz energética 55.187,4 MWh/ano 





Tratamento de Esgoto 

O projeto em questão aplica-se a todas as prestadoras de serviços de esgoto que possuem ETEs com 

sistemas de tratamento que não sejam reatores anaeróbios com recuperação de biogás para geração de 

energia. Foram selecionadas todas as prestadoras de serviços de esgoto cadastradas no Sistema Nacional de 

Informações sobre Saneamento, foram separadas por municípios em que atuam e associadas ao volume 

tratado. 

Para determinação da linha de base de cada prestadora, utilizaram-se dados dos tratamentos utilizados 

em cada estado, segundo a Pesquisa Nacional de Saneamento Básico 2008. O projeto consiste no tratamento 

de esgoto com reatores anaeróbios com captura do biogás e utilização desse para geração de eletricidade.




207 





E LB = E trat.LB + E elet 

E trat.LB *t CO₂e/ano+ = V.esg ano [m 3 esg/ano] x DBOhab.dia [kg DBO/hab.dia]x 10 6 [L/m 3 ]/(Cons.ag hab [L agua/(hab.dia)] x Esg.ag [L esg/L agua]) x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF BL 

[adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x GWP CH₄ *t CO₂e/t CH₄+ 

E elet *t CO₂e/ano+ = V.esg ano [m 3 esg/ano] x DBOhab.dia [kg DBO/hab.dia]x 10 6 [L/m 3 ]/(Cons.ag hab [L agua/(hab.dia)] x Esg.ag [L esg/L agua]) x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto 

[adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x EF coleta [fração]/D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ x PC metano [GJ/m 3 CH₄+ x FE elet *t CO₂e/GJ+ 



E fugas trat. *t CO₂e/ano+ = V.esg ano [m 3 esg/ano] x DBOhab.dia [kg DBO/hab.dia]x 10 6 [L/m 3 ]/(Cons.ag hab [L agua/(hab.dia)] x Esg.ag [L esg/L agua]) x B 0 *kg CH₄/kg DBO+ x MCF projeto 

[adimensional]/1000 *kg CH₄/t CH₄+ x (1 – EF coleta [fração]) x GWP CH₄ *t CO₂e/t CH₄+ 





GWPCH₄ Potencial de Aquecimento Global para o metano 21 tCO₂e/tCH₄ 11 


B 0 Potencial máximo de produção de metano 0,6 kg CH₄/kg DBO 2 

MCF PR Fator de correção do metano no projeto 0,8 2 



FE elet. Fator de emissão da eletricidade do sistema interligado 0,16 tCO₂/MWh 9 


B 0 Capacidade M xima de Produção de CH₄ (Bo) 0,6 kg CH₄ por kg DBO 2 

EF rem Eficiência de remoção de DBO com o reator anaeróbio 0,7 - 2 

EF dest Eficiência na linha de base da destruição do biogás capturado 0,5 - 3 

Cons.ag hab Consumo de água por habitante 180 L/(hab.dia) 5 

Esg.ag Relação entre consumo de água e geração de esgoto 0,8 L Esgoto/L Água 3 

DBO hab.dia Geração de DBO por habitante 0,054 kg DBO/(hab.dia) 12 


Custo 40 R$/hab 5 

Conversão de Dólar para Real – ano base 2009 2,00 R$/US$ 13 



Fontes: 

1 SNIS – Sistema de Nacional de Informações Sobre Saneamento – Prestadoras de serviço de esgoto cadastradas, por município. 

2 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipcc-nggip.iges.or.jp). 

3 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases De Efeito Estufa – Relatórios de Referência – Emissões de Gases de Efeito Estufa no Tratamento e Disposição de Resíduos – 

Ministério da Ciência e Tecnologia 2010. 

4 AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer”. 

5 Premissa- ICF&FIDES. Valor Unidade 

Fator de redução de emissão anual n /a 75 tCO₂e/(kg DBO tratada x ano) 





Contribuição à matriz energética 1.335.373 MWh/ano 



6 ACM0010. 



75 O fator de redução de emissão vai depender da linha de base. Como foram consideradas diferentes linhas de base por estado, não é possível determinar um 

fator de redução genérico.

208 

Barreiras 



Substituição de Tratamento Anaeróbio por Tratamento Aeróbio 

Esse tipo de projeto enfrenta barreiras de investimento e tecnológicas. 

Em relação às barreiras de investimento, a instalação de aeradores requer altos investimentos, além de 

haver custos operacionais durante todo o tempo de vida do projeto, em função da eletricidade adicional que 

será demandada e da maior geração de lodo. 

Além disso, a mudança no sistema de tratamento não gera nenhum tipo de retorno financeiro ou 

econômico, não sendo, portanto, de interesse direto dos possíveis desenvolvedores da atividade de projeto. A 

única receita é oriunda da venda dos créditos obtidos com a redução de emissões. 

Em termos de barreiras tecnológicas, a construção de um novo sistema de tratamento de efluente 

envolve, por exemplo, a instalação de aeradores, de um sistema de lodos ativados, de decantadores e a 

alteração e destruição de lagoas para que se faça a alteração do tipo de tratamento. Esse tipo de trabalho não 

faz parte do negócio principal das empresas desenvolvedoras dos projetos, e uma construção desse tipo 

poderia afetar as suas atividades de rotina. Além disso, seria necessário haver um treinamento dos 

funcionários para trabalhar com novos equipamentos e com a nova tecnologia. 

Atualmente, não há exigências legais para redução de emissões de GEE nas indústrias geradoras de 

efluentes com alta carga orgânica. Dessa forma, o empreendedor não é obrigado nem a destruir o biogás 

gerado nem a deixar de gerá-lo. 

Captura do Biogás Gerado no Tratamento Anaeróbio 

As barreiras de investimento e tecnológicas mencionadas na substituição de tratamento anaeróbio por 

tratamento aeróbio também são aplicáveis. 

Além disso, para a captura do biogás com biodigestores também é exigido um alto custo de investimento. 

Em relação à captura do metano e à sua destruição em flares, a ausência de exigências legais faz com que tal 

opção não seja interessante para o empreendedor sem que haja um retorno financeiro a partir da obtenção de 

créditos de carbono. 

Ademais, o fato de não haver projetos desse tipo no Brasil faz com que haja barreiras tecnológicas. 

Tratamento Térmico de Resíduos 

A metodologia de grande escala – AM0025 – e as metodologias de pequena escala – AMS-II.I.E. e AMS- 

III.L. – se aplicam a projetos de redução de emissões de GEE a partir de tratamentos alternativos de resíduos 

orgânicos ou de biomassa, no caso, tratamento térmico de RSU. Esse tipo de projeto se enquadra na categoria 

metano evitado, pois o resíduo que seria destinado a aterros – em que ocorreriam emissões de metano – será 

destinado a unidades de tratamento e deixará de emitir metano. 

As emissões do projeto estão relacionadas ao transporte adicional do RSU, ao consumo de combustível 

fóssil na unidade, a queima de resíduos contendo carbono de origem fóssil (plástico e borracha) e às emissões 

de metano e óxido nitroso da combustão da biomassa. Com o calor gerado pelo projeto, é possível gerar 

energia elétrica, podendo exportar eletricidade para o Sistema Interligado.

Incineração de Resíduos Sólidos Urbanos 



209 

Para definir os locais em que o projeto pode ser aplicado, determinou-se a menor quantidade de resíduos 

que uma unidade de tratamento pode receber 76 . Foi considerada a projeção de população urbana por município 

para 2010, fornecida pela CETESB 77 , e a quantidade de resíduo coletada por habitante, por estado, segundo a 

ABRELPE 2008. Considerou-se que, para os locais em que haverá unidades de tratamento, 40% dos resíduos 

coletados serão destinados às unidades, e 60% continuarão a ser destinados para o local atual (por exemplo, 

aterros). 

Foram selecionados os municípios em que 40% do resíduo coletado corresponde a mais de 150 

toneladas/dia. Pela Política Nacional de Resíduos Sólidos de 2 de agosto de 2010, são estimuladas soluções 

para resíduos sólidos consorciadas ou compartilhadas entre 2 ou mais municípios. Por esse motivo, os 

municípios que não se enquadraram nesse critério foram separados por microrregiões, e adotou-se o mesmo 

critério de quantidade de resíduos coletado para seleção das microrregiões aplicáveis. 

Abaixo encontra-se um exemplo prático de um projeto de MDL de incineração de RSU elaborado no Rio de 

Janeiro. 

PROJETO MODELO: INCINERAÇÃO DE RSU NO RIO DE JANEIRO 

O projeto USINAVERDE, no Rio de Janeiro, pretende utilizar resíduos sólidos urbanos em processo de incineração, por meio 

da Mineralização de Resíduos Orgânicos e Neutralização por Processo de Lavagem em circuito fechado. Dessa forma, o projeto 

reduz a quantidade de resíduos a serem dispostos em aterro, que gerariam emissões de metano devido à sua decomposição 

anaeróbia. 

O sistema será capaz de gerar energia para autoconsumo pela implantação do sistema de geração. Essa atividade de 

projeto é possível por meio da construção de uma planta protótipo chamada Centro Tecnológico USINAVERDE, que consumirá 30 

toneladas diárias de lixo (quantidade de lixo gerado equivalente ao de uma cidade com cerca de 50,000 habitantes), que, devido 

a limitação da dimensão do forno e a inexistência de oferta de turbo-geradores de pequenas dimensões por fabricantes nacionais 

desse tipo de equipamento, a planta protótipo USINAVERDE poderá suprir uma planta termoelétrica com capacidade máxima de 

geração de energia de 440 kW. 

Esse projeto utiliza tecnologia que contribui para aumentar a oferta de energia de fonte renovável, uma vez que parte da 

matéria-prima é oriunda de biomassa cultivada. A tabela abaixo apresenta as emissões da linha de base, do projeto e a redução 

de emissões: 

Quadro 0-2 – Emissões de Linha de Base 


Ano 

Emissões da 

Linha de Base 

(tCO₂e) 

Emissões do 

Projeto (tCO₂e) 

Emissões 

Evitadas (tCO₂e) 

2005 4,121,25 2,132,23 1,989,05 


0-20 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-21, Tabela 0-22, Tabela 0-23 e Tabela 0-24. 



E LB = E aterro + E reciclado + E elet 

Eaterro = ∑(W x MCF x DOCf x DOC% x F x 16/12 – R)(1-OX) x GWPCH₄ Ereciclado = W x (%metal x ENconc.metal + %vidro x ENconc.vidro) x FEelet. E elet = W x GE elet X FE eletricidade do SI 


E PR = E incineração + E GLP + E comb + E transp 

E incineração = W x % plástico+borracha x FE plastico+borracha 

E GLP = W x %W processado x C GLP x FE GLP 

E comb = W x %W biomassa x E biomassa (CH₄ comb x GWPCH₄ + N₂O comb x GWPN₂O)/106 


RE = E PR – E LB 

76 

Adotou-se como quantidade mínima de resíduos a capacidade de tratamento de 1 módulo comercial do fabricante USINAVERDE, sendo 150 toneladas de 

resíduo por dia. 

77 

João Wagner Silva Alves. Projeção realizada para Estudo de Baixo Carbono para o Brasil.

210 




Tipo de resíduo % no aterro DOC% 10 

Papel 0,16 40% 

Têxtil 0,02 24% 

Resíduos de jardim e parques 0,01 20% 

Alimento 0,54 15% 

Madeira 0,00 43% 

Inertes 0,27 0% 

Tabela 0-22 – Gravimetria do Lixo 

Gravimetria do Lixo 9 

Tipo do Resíduo % (base úmida) 

Papel 16,08% 

Plástico 20,31% 

Vidro 2,84% 

Material Orgânico 53,63% 

Metal 1,74% 

Inertes 1,09% 

folhas 1,26% 

madeira 0,34% 

borracha 0,23% 

pano 1,75% 

couro 0,18% 

osso 0,01% 

coco 0,40% 

parafina 0,01% 

Tabela 0-23 – Energia Conservada por Material Reciclado 


11 

Material Energia conservada (MWh/ton) – ENconc Metal 5,3 

Vidro 0,64 

Papel 3,51 

Plástico 5,06 


E aterro Emissões de metano devido a disposição de resíduos em aterros 541,62 tCH₄/t resíduo/ano Calculado 

Ereciclado Emissões de energia elétrica evitadas pela reciclagem dos materiais separados na 

triagem 

6,45 tCO₂/t resíduo/ano Calculado 

E elet Emissões de energia elétrica evitadas pela geração de energia no projeto 0,07 tCO₂/t resíduo Calculado 

E incineração Emissões devido a incineração de plástico e borracha 212,06 tCO₂/t resíduo/ano Calculado 

E GLP Emissões devido ao uso de GLP 8,40 tCO₂/t resíduo/ano Calculado 

E comb Emissões devido a combustão de biomassa 16,00 tCO₂e/t resíduo/ano Calculado 

E transp Emissões devido o transporte adicional dos resíduos 0 tCO₂e 7 

R Fração de metano capturado no aterro e queimado, na LB 0 14 

GWPCH₄ Potencial de aquecimento global do metano 21 tCO₂e/tCH₄ 

valor para o primeiro período de 

compromisso. 

OX Fator de oxidação 0,1 [adimensional] 2 

F Fração de metano no biogás 0,5 [adimensional] 2 

16/12 Razão de conversão de carbono (C) para metano (CH₄) 1,33 2 

DOCf Fração do carbono orgânico degradável (DOC) que decompõe 0,77 2 

W Quantidade de resíduo 

Dado de 

Entrada 

MCF Fator de correção de metano 1 [adimensional] 2 

DCH₄ Densidade de metano 0,0007168 tCH₄/m 3 CH₄ 6 

GE elet. Geração de energia elétrica exportável 0,42 MWh/t lixo processado 13 

FE eletricidade do SI Fator de emissão da eletricidade do sistema interligado 0,160 tCO₂e/MWh 5 

Operação do sistema 8160 horas operação/ano Calculado com base em 13 

Valor 1 do CER 5 US$/t CO₂e Default ICF&FIDES 

Valor 2 do CER 10 US$/t CO₂e Default ICF&FIDES 

Custo por tonelada de resíduo R$161.074 R$/(t resíduo/dia) 17 

Taxa de conversão de Real para Dólar em 2007 1,947 R$/US$ 16 

C GLP Consumo do combustível GLP 8 kg GLP/t resíduo tratado 3 

Quantidade do resíduo coletado que é destinado a usina de tratamento 40% [adimensional] 15




FE plastico+borracha Coeficiente de emissão do plástico e borracha 2,8 tCO₂/tCH 2 3 

FE GLP Fator de emissão do GLP 3,02 tCO₂/tGLP 3 

%W processado Quantidade de resíduo processado 95% % 

%W biomassa Quantidade de resíduo de biomassa 71% % 

E biomassa Conteúdo energético da biomassa 8152,026 

kJ/kg de biomassa 

utilizada 

CH₄ comb Fator de emissão de CH₄ para combustão de biomassa 0,3 tCH₄/TJ 3 

3 (estimado) 

211 

N₂Ocomb Fator de emissão de N₂O para combustão de biomassa 0,004 tN₂O/TJ 3 

GWPN₂O Fontes: 

Potencial de aquecimento global do óxido nitroso 310 tCO₂e/tCH₄ 

valor para o primeiro período de 

compromisso. 

1 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 5. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipccnggip.iges.or.jp). 

– Valor Default. 

2 Tool to determine methane emissions avoided from disposal of waste at a solid waste disposal. Disponível em (http: //cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-04-v5.pdf). 

3 “US NAVERDE: ncineração de resíduos sólidos urbanos, com carga de composição similar ao RDF, evitando emissão de metano e promovendo geração de eletricidade para autoconsumo”. 

4 IPCC (2006) em Segundo Inventário Brasileiro. 



6 TIJUQUINHAS LANDFILL SANTA CATARINA, BRAZIL. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/1NCP8Z4J6KBYMRTXIWFQVEA9HSOLUD. 

7 As centrais de incineração de resíduos demandam uma menor área de implementação quando comparados a um aterro. Por esse motivo, essas centrais tendem a ser mais próximas do local em 

que os resíduos são gerados que os aterros, não havendo transporte adicional. 

8 Pesquisa Abrelpe 2009 – tabela 4.1.3.1. 

9 COMLURB – Caracterização Gravimétrica e microbiológica dos resíduos sólidos domiciliares – 2009. Disponível em 

10 

http://comlurb.rio.rj.gov.br/download/caracteriza%C3%A7%C3%A3o%202009.pdf 

Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 4. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipccnggip.iges.or.jp). 

– Valor Default. 

11 Calderoni (1997) em projeto Usinaverde. 

12 Alves, João Wagner Silva; de Gouvello, Christophe. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil Resíduos, 2010. Banco Mundial & CETESB. 

13 Fornecedor de equipamentos. Módulo de 150 ton/dia. Disponível em www.usinaverde.com.br /modulos.php?cod=27EB96E0-9640-1DC8-6D3E-D2799C643CCF. 

14 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Relatórios de Referência – Emissões de Gaes de efeito estufa no tratamento e disposição de resíduos. CETESB. 

15 Premissa. 

16 FED. "Economic Research and Data". Disponível em 

17 www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f 74def9&filetype=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&lastObs=120. 

18 Philipp Daniel Hauser e Celso Funcia Lemme. "Modelo Financeiro para Avaliação de Projetos de Incineração de Resíduos Sólidos Municipais no Âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo." 

agosto de 2007. Disponível em www.resol.com.br/textos/rgsa-2007-59[1].pdf Custo obtido para implementação de 1 módulo de 150 toneladas de resíduos por dia. Com um maior número de 

módulos juntos, os custos por tonelada de resíduos tendem a diminuir. 



incineração de resíduos sólidos urbanos com geração de eletricidade – no Brasil, contemplando a o número de 

possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial 

de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz 





Tabela 0-25 – Resultado do Projeto de Incineração de RSU com geração de eletricidade 


Fator de redução de emissão anual 0,92 tCO₂e/(t RSU x ano) 



Número de projetos 119* Municípios/microrregiões 








212 

Barreiras 



Projetos desse tipo no Brasil enfrentam quatro tipos principais de barreiras principais: de investimento, legais, 

tecnológicas e de prática comum. 

A começar pelas barreiras de investimento, há uma série de empecilhos para projetos desse tipo pelo fato 

de que o custo de capital relacionado a unidades de biomassa é muito alto. Essa barreira é considerável, 

principalmente se forem consideradas as altas taxas de juros aplicadas no Brasil. Vale apontar que não há 

subsídios diretos ou suporte promocional para a implementação de plantas de energia renovável 

independentes. 

Alguns DCPs analisados apontaram que os custos de operação e manutenção para as centrais de biomassa 

são comparativamente mais baixos, o que aumenta sua atratividade no longo prazo. No entanto, isso ainda é 

insuficiente para aumentar os retornos do projeto até o nível atingido pelos aterros. 

Em relação às barreiras legais, a falta de mecanismos legais de cobrança e tributação pode ser apontada 

como um entrave relevante para o desenvolvimento de projetos desse tipo. 

Quanto às barreiras tecnológicas, a tecnologia usada nesse tipo de usina normalmente não é brasileira – em 

muitos casos, é alemã. Portanto, é necessária equipe especializada, assistência técnica estrangeira e importação 

de peças em caso de dano e/ou manutenção. Esse fato representa um risco à operação contínua da usina. Um 

problema que exija uma eventual substituição de peças, por exemplo, pode representar um longo período de 

inatividade. 

O uso de resíduos de biomassa como combustível também representa uma barreira técnica. Resíduos de 

biomassa não são homogêneos, demandando esforços adicionais para operação da usina. Muitas vezes, esses 

vêm de aterros ou depósitos, podendo, portanto, estar contaminados com areia, lama ou outras substâncias 

que tornem a operação da usina ainda mais difícil. É necessária uma triagem dos resíduos na fase pré- 

tratamento, o que aumenta a demanda por mão de obra. Um processo de logística novo também se faz 

necessário para transporte dos resíduos até a incineradora. 

Mesmo com o aumento da demanda, a construção de novas usinas, de um modo geral, não é considerada 

atraente por implicar mudanças e em adaptações significativas no processo da produção e nas atividades dos 

empregados (por exemplo, medidas de segurança), o que resulta em contratação de equipe especializada e em 

aumento dos custos. 

Manejo de Dejetos Animais 

Os dejetos de animais confinados que são tratados com sistemas anaeróbios geram emissões de gás 

metano. A metodologias de grande escala ACM0010 78 e AM0073, bem como as metodologias de pequena 

escala AMS-III.D. e AMS-III.R. são aplicáveis a projetos envolvendo alteração ou substituição no tratamento dos 

dejetos que resultem em menos emissões de GEE. 

Assim como nas iniciativas referentes ao tratamento de efluentes líquidos, a redução de emissão de GEE 

se dá pela captura do biogás para destruição ou aproveitamento energético, gerando energia elétrica ou 

térmica. 

Foram analisados projetos de redução de emissões para bovinos confinados, suínos e aves. 

Manejo de Dejetos Animais: Bovinos Confinados 

O projeto de redução de emissões é aplicável para confinamentos bovinos que não possuam biodigestores 

para o tratamento dos dejetos. A Assocon disponibilizou a relação de cerca de 800 confinamentos bovinos no 

Brasil, para os quais a redução de emissões foi calculada. Essa lista não faz parte do domínio público e portanto 

78 As metodologias de grande escala – AM0006 e AM0016 – foram consolidadas na ACM0010.



213 

não será publicada. Esses confinamentos representam 47% da produção de gado confinado, sendo o total de 

confinamentos no Brasil igual a 4.049.210. Caso fosse realizada uma abordagem top down, com o número total 

de bovinos confinados no Brasil retirado do Censo Agropecuário 2006, seria atingido um potencial de redução 

de emissões anual de até 5.639.168 tCO₂e/ano. 






E LB = E trat.LB + E elet. 

E trat.LB *t CO₂e/ano] = MCF [adimensional] x B 0 [m 3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x GWP CH₄ *t CO₂e/t CH₄+ x D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ 

E elet. *t CO₂e/ano+ = B 0 [m 3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x (1 – LF [fração]) x PCI metano [GJ/m 3 CH₄+/[GJ/MWh] x EF elet. x FE elet. [t 

CO₂e/MWh] 



E fugas trat. *t CO₂e/ano+ = B 0 [m 3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano+ x GWPCH₄ *t CH₄/t CO₂e+ x LF *fração+ x D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ 





GWPCH₄ Potencial de aquecimento global para o metano 21 tCO₂e/tCH₄ 11 

DCH₄ Densidade de metano (0,67 Kg/m3 à temperatura de 20 graus e 1 atm pressão) 0,00067 t CH₄ /m 3 CH₄ 3 

Bo 

Potencial m ximo de produção de metano dos sólidos vol teis gerados, em m3 CH₄/kg matéria seca, 

por tipo de animal 

0,13 m 3 CH₄/kg-dm 5 

VS Produção média de sólidos voláteis por animal por dia, mercado 2,90 kg-dm/animal/dia 5 

N Número de animais para o ano y Dado de Entrada unidades 1 e 2 

LF Fugas de metano 0,10 fração 6 

MS Fração de esterco manejado no sistema j 100% fração 10 

MCF PR Fator de conversão de metano para o manejo de dejetos animais (no projeto) 0,90 fração 14 





Custo 98 US$/cabeça 15 




Fontes: 

1 Total de confinamentos bovinos com mais de 50 cabeças – Censo Agropecuário 2006 – IBGE. 

2 Assocon – Associação Nacional dos Confinadores. 


4 A partir do IPCC 2006, tabela 10.17, capítulo 10, volume 4 – lagoa anaeróbia. Os projetos “Captura e combustão de gases de efeito estufa provenientes do manejo de dejetos suínos em Faxinal 

dos Guedes e Toledo” e “Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker” definem como a linha de base mais plausível lagoa anaeróbica. 

5 IPCC 2006, tabela 10 A-7 e 10A-8, capítulo 10, volume 4 . 

6 Metodologia AMS-III.D. 


8 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). 2006 IPCC guidelines for national greenhouse gas inventories: Volume 2. IPCC National Greenhouse Gas Inventory Program (www.ipccnggip.iges.or.jp). 



10 Assumido, baseado em World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08. 

11 Decision 2 of COP 3. 

12 Inmet. Disponível em www.inmet.gov.br/html/clima/mapas/?mapa=tmed. 


14 Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0017/17974.pdf. 

15 Carroll’s Foods do Brasil & LOG Carbon – GHG Emission Reductions from Swine Manure Management. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement. 

FileStorage/M1UGXWP37FZJR8BSDLT2Q0EKONV9YA

214 





manejo de dejetos animais: bovinos confinados – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites 







Tabela 0-28 – Resultado do Projeto de Manejo de Dejetos de Bovinos Confinados 


Fator de redução de emissão anual 1,393 79 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) 



Número de projetos 795* Confinamentos 







Manejo de Dejetos Animais: Aves 

O projeto de redução de emissões é aplicável para confinamentos de aves que não possuam biodigestores 

para o tratamento dos dejetos. Para identificação de produtores de aves, foram buscadas informações em 

associações e sindicatos do setor 80 . Na maioria dos casos, o número de cabeças teve que ser estimado. Foram 

identificados 138 estabelecimentos/cooperativas, que representam cerca de 1% da produção de aves nacional. 

No Brasil há 2.713.390 estabelecimentos, porém a maioria é de pequeno porte e não há banco de dados com 

informações agregadas sobre o setor. Caso fosse realizada uma abordagem top down, com o número total de 

aves no Brasil retirado do Censo Agropecuário 2006, seria atingido um potencial de redução de emissões anual 

de até 61.408.112 tCO₂e/ano. 


O potencial de redução de emissões do projeto foi determinado a partir das fórmulas expostas no Tabela 




E LB = E trat.LB + E elet, 

E trat.LB *t CO₂e/ano] = MCF [adimensional] x B 0 [m 3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x GWP CH₄ *t CO₂e/t CH₄+ x D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ 


CO₂e/MWh] 






79 

Ressalte-se que o fator de redução de emissão vai variar sutilmente em função da temperatura média do empreendimento. O valor apresentado é um valor 

médio para os sites avaliados. 

80 

O potencial de redução de emissão foi calculado para as associadas da: Avimig, Sindiavipar e Ubabef.




215 



DCH₄ Densidade de metano (0,67 Kg/m3 à temperatura de 20 graus e 1 atm pressão) 0,00067 t CH₄ /m 3 CH₄ 3 

Bo Potencial máximo de produção de metano dos sólidos vol teis gerados, em m3 CH₄/kg materia seca, por tipo de animal 0,36 m 3 CH₄/kg-dm 5 











Custo 1,1 US$/cabeça 16 



Fontes: 

1 Efetivo da pecuária – Aves – Censo 2006 – IBGE. 

2 SINDIAVIPAR – Sindicato das indústrias de produtos avícolas do estado do Paraná, Aviming e Ubabef. 

3 LUPA – Levantamento censitário das unidades de produção agropecuária do estado de São Paulo. Disponível em www.cati.sp.gov.br/projetolupa. 

4 A partir do IPCC 2006, tabela 10.17, capítulo 10, volume 4 – lagoa anaeróbia. Os projetos “Captura e combustão de gases de efeito estufa provenientes do manejo de dejetos 

suínos em Faxinal dos Guedes e Toledo” e “Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker” definem como a linha de base mais plausível lagoa anaeróbica. 

5 IPCC 2006, tabela 10 A-7 e 10A-8, capítulo 10, volume 4. 











14 Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0017/17974.pdf 

15 AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer”. 

16 Carroll’s Foods do Brasil & LOGICarbon – GHG Emission Reductions from Swine Manure Management. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement. 

/FileStorage/M1UGXWP37FZJR8BSDLT2Q0EKONV9YA. Utilizou-se uma aproximação para transformar o custo dos sistemas suínos para aves: o custo foi dividido pelo material 

seco por animal para suínos, e multiplicado pelo material seco por animal para aves. 



manejo de dejetos animais: aves confinadas – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites 





base nas as metodologias de MDL citadas para o esse projeto, alimentadas com informações coletadas 

nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis 

Tabela 0-31 – Resultado do Projeto de Manejo de dejetos de aves 



Redução de emissão anual 550.366 tCO₂e/ano 


Número de projetos 176* Granjas 




Custo do Investimento 14.092.740 Milhões US$ 



81 Ressalte-se que o fator de redução de emissão vai variar sutilmente em função da temperatura média do empreendimento. O valor apresentado é um valor 

médio para os sites avaliados.

216 

Manejo de Dejetos Animais: Suínos 



O projeto de redução de emissões é aplicável para confinamentos de suínos que não possuam 

biodigestores para o tratamento dos dejetos. Para identificação de produtores de suínos, buscaram-se 

informações nas principais associações do setor 82 . Em muitos casos, o número de cabeças teve que ser 

estimado. Foram identificados 176 produtores/granjas/associados, representando cerca de 10% da produção 

de suínos nacional. No Brasil há 1.496.107 estabelecimentos, porém a maioria é de pequeno porte e não há 

banco de dados com informações agregadas sobre o setor. Caso fosse realizada uma abordagem top down, 

com o número total de suínos confinados no Brasil, retirado do Censo Agropecuário 2006, seria atingido um 

potencial de redução de emissões anual de até 9.673.393 tCO₂e/ano. 






E LB = E trat.LB + E elet, 

E trat.LB *t CO₂e/ano] = MCF [adimensional] x B 0 [m 3 CH₄/kg VS] x N [unidades] x VS [kg VS/(animal x dia)] x MS [fração] x 365 [dias/ano] x GWP CH₄ [t CO₂e/t CH₄+ x D CH₄ *t CH₄/m 3 CH₄+ 


CO₂e/MWh] 









DCH₄ Densidade de metano (0,67 Kg/m 3 à temperatura de 20 graus e 1 atm pressão) 0,00067 t CH₄ /m 3 CH₄ 3 

Bo Potencial máximo de produção de metano dos sólidos voláteis gerados, em m 3 CH₄/kg materia seca, por tipo de animal 0,29 m 3 CH₄/kg-dm 5 











Custo 10 US$/cabeça 16 



Fontes: 

1 Censo Agropecuário 2006 – IBGE. 

2 Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de Carne Suína. Disponível em www.abipecs.org.br/pt/associados/lista-de-associados.html. Associação Catarinense de 

Criadores de Suínos. Disponível em www.accs.org.br/nucleos_ver.php?id=1. Associação Paranaense de Suinocultores. Disponível em www.aps.org.br/producao/granjas.html 

Associações e Núcleos de Criadores. Disponível em www.acsurs.com.br. 


4 A partir do IPCC 2006, tabela 10.17, capítulo 10, volume 4 – lagoa anaeróbia. Os projetos “Captura e combustão de gases de efeito estufa provenientes do manejo de dejetos 

suínos em Faxinal dos Guedes e Toledo” e “Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker” definem como a linha de base mais plausível lagoa anaeróbica. 

5 IPCC 2006, tabela 10 A-7 e 10A-8, capítulo 10, volume 4. 



82 O potencial de redução de emissão foi calculado para as associadas das seguintes associações: Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de 

Carne Suína; Associação Catarinense de Criadores de Suínos; Associação Paranaense de Suinocultores; e Associações e Núcleos de Criadores.



217 









14 Projeto de Mitigação de GEE da Granja Becker. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0017/17974.pdf 

15 A relação de produtores suínos foi obtida a partir de buscas em sites das principais associações de suínos. Porém, somente foram obtidos dados de produção da Associação 

Catarinense de Criadores de Suínos (A.C.C.S). Essa disponibilizou o número de associados de cada município, de matrizes e de plantel. Para determinar o número de cabeças de 

suínos dos demais produtores identificados, foi feita a seguinte estimativa: os produtores foram separados por unidade ou conjunto, sendo unidade 1 associado e conjunto um 

grupo de associados. Considerou-se que os produtores listados na Associação Paranaense de Suinocultores são unidade, e os demais conjunto. Fez-se a média dos criadores da 

A.C.C.S por município – representando conjunto – e por associados – representando unidade. Através do Censo Agropecuário de 2006, obtivemos a relação entre número de 

cabeças de cada estado e o número de cabeças de Santa Catarina. Foi multiplicada a média do número de cabeças de SC para unidade/conjunto pela relação de número de 

cabeças do estado com de SC. 

16 Carroll’s Foods do Brasil & LOG Carbon – GHG Emission Reductions from Swine Manure Management. Disponível em http://cdm. 

unfccc.int/UserManagement/FileStorage/M1UGXWP37FZJR8BSDLT2Q0EKONV9YA. 



manejo de dejetos animais: suínos confinados – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites 






nacionalmente após extensa pesquisa nos bancos de dados nacionais disponíveis 

Tabela 0-34 – Resultado do Projeto de Manejo de Dejetos de Suínos Confinados 



Redução de emissão anual 1.124.454 tCO₂e/ano 


Número de projetos 176* Granjas 







Barreiras 

Em relação a tais projetos, pode-se afirmar que há barreiras de investimento, visto que, atualmente, o 

mercado de energia brasileiro não oferece incentivos para a venda do biogás. O investimento exigido para 

produzir energia a partir do biogás é ainda muito alto em comparação aos preços da eletricidade no Brasil. 

A Embrapa 84 observou que, de uma maneira geral, os produtores consideram o tratamento uma etapa 

fora do processo de produção e que têm dificuldades em financiar as adaptações que devem ser executadas, já 

que os bancos, na ausência de garantias do governo e de outros incentivos governamentais, aparentemente 

possuem baixo interesse em fazê-lo. 

Tanto pequenos produtores quanto grandes fazendas não têm a capacidade de investimento necessária 

para iniciar esse tipo de tratamento. 

83 Ressalte-se que o fator de redução de emissão vai variar sutilmente em função da temperatura média do empreendimento. O valor apresentado é um valor 

médio para os sites avaliados. 

84 Amazon Carbon Swine Waste Management System Project 02.

218 



Outra barreira de investimento relevante é enfrentada por produtores de todo o mundo: o crescimento 

mundial da demanda e baixas margens operacionais. Os benefícios, tais como diminuição de odores, melhoria 

na qualidade da água residual e potencial economia de energia associada à co-geração de energia limpa, 

raramente são suficientes para motivá-los a migrar para um sistema mais avançado (e mais caro) de 

gerenciamento de dejetos animais. 

Em termos de barreiras tecnológicas, os sistemas de digestores anaeróbios são complexos: devem ser 

dimensionados para manipular volumes de animais/efluentes projetados com um tempo de retenção 

hidráulica (TRH) consistente com a extração da maior parte/todo o CH₄ do dejeto. Esses sistemas ficam mais 

caros proporcionalmente quando se diminui o número de animais. Ou seja, quanto menor a propriedade, maior o 

custo por animal para realizar o tratamento. 

Essa tecnologia envolve requisitos de operação e manutenção, incluindo um programa de monitoramento 

detalhado para manter os níveis de desempenho do sistema. Experiências diversas em todo o mundo revelam 

que poucos gestores anaeróbios alcançam operações de longo prazo, em função, principalmente, das 

operações e manutenção inadequadas. 

Por fim, há também barreiras legais: a implementação desse tipo de atividade de projeto excede as 

regulamentações brasileiras atuais para o tratamento de dejetos de animais confinados. Além da legislação 

existente no Brasil, que estabelece os parâmetros de qualidade da água, que exige que as lagoas sejam 

aplainadas, protegendo, dessa forma, o fornecimento de água de contaminação, não há legislação ativa que 

exija o tratamento específico de dejetos, especialmente relacionada à emissão de GEE. 


Similarmente aos elos 1 e 2, a Tabela 0-35 apresenta o número de projetos de redução de emissão de GEE 

propostos no MDL no Brasil e no resto do mundo, e que se enquadram no elo 3. Essa tabela contém também o 

potencial total e médio de redução de emissão gerada por projetos desenvolvidos no Brasil. 





Captura de metano em 

Aterros (destruição de 

metano ou 

aproveitamento para 

geração de energia) 

Metodologias 

Elo 3 – Destinação de Resíduo Sólidos e Efluentes 



no Mundo 

de Linha de Número de Número de Número de Número de Total de 

Base Projetos em Projetos Projetos Projetos Projetos 

validação validados registrados rejeitados desenvolvidos 1 








Projetos 


ACM0001 9 - 14 - 23 5713 248 142 

ACM0001 

ACM0002 

1 - 5 - 6 726 121 14 

ACM0001 

AM0069 

- 1 - - 1 852 852 - 

ACM0001 

AM0025 

ACM0001 

- - - - - - - 1 

AM0025 

AMS-I.D. 2 

- - - - - - - 1 

ACM0001 

AMS-I.D. 2 

ACM0001 

- - - - - - - 26 

AMS-III.G. 

AMS-I.D. 2 

- - - - - - - 1 

AM0002 4 - - 1 - 1 702 175 - 

AM0003 4 - - 4 - 4 1536 384 1 

AM0010 4 - - - - - - - 2 

AM0011 4 - - 1 - 1 70 70 5 

AM0069 - - - - - - - 1 

AMS-III.G. 

AMS-III.G. 

- - - - - - - 16 

AMS-I.D. 3 

AMS-III.I.E. 

ACM0002 2 

- - - - - - - 2 

AMS.III.G 

.AMS-I.C. 3 

AMS-I.D. 

- - - - - - - 1 

2 

AMS-III.I.E. 

AMS-III.G 

- - 1 - 1 19 19 -



219 

Iniciativas de Redução Metodologias 

Elo 3 – Destinação de Resíduo Sólidos e Efluentes 



no Mundo 

de Emissão – Projetos de Linha de Número de Número de Número de Número de Total de 


Base Projetos em Projetos Projetos Projetos Projetos 

validação validados registrados rejeitados desenvolvidos 1 








Projetos 


ACM0002 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.G. 

AMS-III.I.E. 

- - - - - - - 14 

AMS-III.G. 

AMS-I.C. 3 

AMS-III.I.E. 

- - - - - - - 2 

AMS-III.G. 

AMS-I.C. 3 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.I.E. 

- - - - - - - 1 

AMS-III.G. 

AMS-I.D. 2 

AMS-III.G. 

- - - - - - - 2 

AMS-III.H. 

AMS-I.D. 2 

- - - - - - - 1 

AM0075 - - - - - - - - 

ACM0006 37 - 1 1 38 1685 44 170 

ACM0006 

ACM0002 

10 - - 1 10 352 35 57 

ACM0006 

ACM0004 

- - - - - - - 1 

ACM0006 

AMS-II.B 

- - - - - - - 1 

Geração de energia AM0057 - - - - - - - 1 

térmica e eletricidade 

com resíduos de 

AMS-I.C 

biomassa 

3 

AMS-III.R 

- - - - - - - 7 

AMS-III.R. 

AMS-I.C. 3 

AMS-I.I.E. 

AMS-I.C 

- - - - - - - 2 

3 

AMS-III.R 

AMS-I.E 

- - - - - - - 1 

AMS-III.R. 

AMS-II.C. 

- - - - - - - 1 

Aeração/Compostagem 

de resíduos de aterros 

AM0083 - - - - - - - 1 

1 Excluem-se os Projetos Rejeitados. 

2 Geração de EE. 

3 Geração de Energia Térmica com ou sem geração de energia elétrica. 

4 As metodologias foram consolidadas. 

Como pode ser observado na Tabela 0-35, foram propostos 85 projetos no âmbito do MDL no Brasil 

referentes à disposição de resíduos, totalizando um potencial de redução de emissão de 11.655 ktCO₂e/ano 85 . 

Desses 85 projetos, 37 foram registrados. 

Com base nessa avaliação das metodologias da CQNUMC, dentre as Iniciativas de redução de GEE que podem 

ser implementadas no elo 3 da cadeia do setor de resíduos, destacam-se a captura e a queima de biogás proveniente 

de aterros e a queima de biomassa para geração de eletricidade 86 . 

É interessante ressaltar que o potencial médio de redução de emissão por projeto é consideravelmente 

maior em projetos de coleta de biogás de aterros (inclusive na ausência de aproveitamento energético do 

biogás) comparativamente à outras iniciativas de baixo carbono já propostas no âmbito do MDL no Brasil, 

variando entre 19 a 852 ktCO₂e /ano. 

85 

O Projeto GEEA-SBS Biomass Treatment Project in Alegrete, Rio Grande do Sul, Brazil de transformação de casca de arroz em energia está apresentado no elo 

tratamento e disposição de resíduos. 

86 

Os projetos de geração de eletricidade pela queima de resíduos de biomassa são descritos no Setor de eletricidade, seção 1 deste Relatório.

220 



Projetos de Redução de Emissões de GEEs Relacionados à Destinação de Resíduos Sólidos e Efluentes 

No setor de resíduos sólidos e efluentes, no elo de destinação, foram avaliadas 9 metodologias, das quais 

5 foram incluídas no estudo do potencial de redução de emissão de GEEs no País, agrupadas em 3 tipos de 

projetos concernentes ao metano evitado em aterros, sendo captura e destruição do biogás, geração de 

energia elétrica a partir do biogás ou geração de energia térmica, considerando a exportação do biogás 

coletado. 

Captura e Destruição e/ou Aproveitamento Energético do Biogás de Aterros 

Grande parte dos resíduos sólidos gerados no Brasil é destinada a aterros sanitários, controlados ou lixões. A 

disposição de resíduos sólidos em aterros gera sua degradação anaeróbia, e, consequentemente, a produção do 

biogás. O biogás é composto por aproximadamente 50% de gás metano, que normalmente é liberado para a 

atmosfera. 

As metodologias de grande escala ACM0001 87 e a de pequena escala AMS-III.G. aplicam-se a iniciativas de 

recuperação do biogás gerado nos aterros, que será coletado e queimado, podendo ser aproveitado para 

geração de energia e exportado para outros consumidores (metodologias AM0069, AM0053 e AM0075). 

Captura e Destruição do Biogás de Aterros – Cenário 1 

O projeto de redução de emissões é aplicável a aterros controlados e sanitários sem captura e destruição 

do biogás. Para determinar os sites em que o projeto pode ser implementado, assumiu-se, em sintonia com o 

Estudo de Baixo Carbono para o Brasil 88 , que "municípios com população inferior a 200.000 habitantes em 

2030 sempre terão locais de disposição de resíduos não gerenciados" e, dessa forma, que o projeto é aplicável 

para concentrações de mais de 200.000 habitantes. 

Pela Política Nacional de Resíduos Sólidos de 2 de agosto de 2010, são estimuladas soluções para resíduos 

sólidos consorciadas ou compartilhadas entre 2 ou mais municípios. Por esses motivos, foram selecionados os 

municípios que terão mais de 200.000 habitantes até 2030. Os municípios que não se enquadraram nesse 

critério foram separados por microrregiões, e as que apresentaram mais de 200.000 habitantes nas projeções 

para 2030 também foram selecionadas. 

Para o cálculo, foram considerados novos aterros, porém o projeto também é aplicável a aterros 

existentes, mas não há disponível uma listagem atualizada de aterros existentes no Brasil. Esse critério foi 

aplicado para os 3 projetos de captura de biogás de aterro. Ressalte-se que a redução de emissões dos projetos 

relacionados a metano evitado em aterros não pode ser somada. 

87 As metodologias de grande escala – AM0002, AM0003, AM0010 e AM0011 – foram consolidadas na ACM0001. 

88 Alves, João Wagner Silva; de Gouvello, Christophe. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil – Resíduos, 2010. Banco Mundial & CETESB.



DADOS FINANCEIROS DE PROJETOS DE ATERROS 

221 

O significativo volume de receita que projetos de resíduos-para-energia podem obter está revolucionando a economia do setor 

de gerenciamento de resíduos. O financiamento de carbono potencialmente pode aumentar a taxa interna de retorno dos 

projetos em mais de 30% (em um preço conservador do crédito de 4,50 $/tCO₂e). Como resultado, a receita dos créditos de 

projetos de metano evitado em aterros são suficientes para tornar esses projetos viáveis (Bishop 2005). Redução de emissões 

adicionais podem ser alcançadas utilizando o metano capturado para geração de energia (elétrica ou térmica), que é mais 

vantajoso financeiramente que apenas capturar e destruir o biogás. O quadro abaixo ilustra o impressionante potencial. 

Quadro 0-3 – Custos do Projeto 

Parâmetro US$/1,000m 3 CH₄ US$/MWh 

Desruição do biogás do aterro Acma de 60 Acima de 16 

Substituição de combustíveis fósseis (gás, carvão) 5,3, 12,0 1,6, 3,6 

Créditos de carbono Acima de 65,3, 72,0 Acima de 17,6, 19,6 

Fonte: Bishop (2005). 

A receita combinada dos créditos de carbono e da venda de energia faz do conjunto (captura mais produção de energia) um 

investimento normalmente atrativo. Enquanto a potencia instalada é limitada (1-20 MW), os custos de transação podem ser 

reduzidos agrupando atividades similares em um único projeto de MDL, como ilustrado abaixo. 

Quadro 0-4 – Atividades Similares 


Aterros Operáveis* 6 Número 

Potencia instalada (6 aterros) 20 MW 

Custos de investimento (6 aterros) 20,75 Milhões de US$ 

Redução de Emissões 483.000 tCO₂/ano 

Preço da tCO₂ (conservador) 3,5 Euros/tCO₂ 

Créditos de carbono 1,69 Milhões de US$ 

Créditos de carbono total (3 * 7 anos) 9,56 Milhões de Euros 

Custos de investimento do aterro (MW) Milhões de US IRR sem CERs (%) IRR com CERs (%) 

1 1,1 1,1 7 

2 2, 5,3 11,8 

3 3, 5,8 13,0 

4 4,0 3,7 12,1 

5 4,8 5,1 14,3 

* agrupados como um único projeto de MDL. 

Fonte: World Bank. Low-Carbon Energy Projects for Development in Sub-Saharian Afric. 2008. 

Avaliação Técnica – Cenário 1 


0-36 e dos parâmetros descritos na Tabela 0-37, Tabela 0-38 e Tabela 0-39. 



Eaterro *t CH₄/ano] = (1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k -k x ano 

) x e 


RE aterro *t CO₂e/ano] = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x EF queima x GWP CH₄ 

Tabela 0-37 – Composição do Resíduo (%) 

Tipo de resíduo % no aterro DOC% 9 

Papel 16% 40% 

Têxtil 2% 24% 

Resíduos de jardim e parques 1% 20% 

Alimento 54% 15% 

Madeira 1% 43% 

Inertes 26% 0%

222 

Tabela 0-38 – Gravimetria do Lixo 



Tipo do Resíduo % (base úmida) 

Papel 16,08% 

Plástico 20,31% 

Vidro 2,84% 

Material Orgânico 53,63% 

Metal 1,74% 

Inertes 1,09% 

folhas 1,26% 

madeira 0,34% 

borracha 0,23% 

pano 1,75% 

couro 0,18% 

osso 0,01% 

coco 0,40% 

parafina 0,01% 



E aterro Emissões de metano devido a disposição de resíduos em aterros tCH₄/ano 

f Fração de metano capturado no aterro e queimado, na LB 0 13 

GWPCH₄ Potencial de aquecimento global do metano 21 tCO₂e/tCH₄ 

OX Fator de oxidação 

ACM0001 – valor para o primeiro 

período de compromisso. 

0,1 [adimensional] 2 e 13 

0 2 e 13 

F Fração de metano no biogás 0,5 [adimensional] 2 

16/12 Razão de conversão de carbono (C) para metano (CH₄) 1,33 2 

DOCf Fração do carbono orgânico degradável (DOC) que decompõe 0,5 2 

MCF Fator de correção de metano 1 [adimensional] 2 

DOCj Fração do carbono orgânico degradável (DOC) no resíduo de cada tipo 0,156 [adimensional] 2 

Kj Taxa de decaimento do resíduo depende da localização 2 

j Tipo de categoria do resíduo 

ano Ano para o qual as emissões de metano são calculadas 0 – 10 anos Default ICF 

EFColeta Eficiência de coleta do equipamento de recuperação do biogás 0,7 - 3 

PCImetano Poder calorífico do metano 0,036 GJ/m 3 CH₄ 8 

DCH₄ Densidade de metano 0,0007168 tCH₄/m 3 CH₄ 7 

FEgás natural Fator de emissão do gás natural 0,056 tCO₂e/GJ 5 

EFqueima Eficiência da queima do biogás capturado 90% - 11 

EFelet. Eficiência da geração de eletricidade 30% - 3 

FEeletricidade do SI Fator de emissão da eletricidade do sistema interligado 0,160 tCO₂e/MWh 6 

Fator de conversão de GJ por MWh 3,6 GJ/MWh 14 

Valor 1 do CER 5 US$/t CO₂e Default ICF 

Valor 2 do CER 10 US$/t CO₂e Default ICF 

Conversão de Dólar para Real – ano base 2006 2,174 R$/US$ 16 

Custo – geração de eletricidade 19 US$/(ton/ano) 18 

Custo – coleta e destruição de metano 8 US$/(ton/ano) 17 

Custo por tCH₄ – exportação de metano na rede de GN 380 R$/(tCH₄/ano) 15 

Fontes: 


(www.ipcc-nggip.iges.or.jp). – Valor Default. 

2 Tool to determine methane emissions avoided from disposal of waste at a solid waste disposal. Disponível em (http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/amtool-04-v5.pdf) 

3 World Bank, 2008. Low Carbon Energy projects for Development of Sub Saharan Africa, 8-18-08. 

4 Alves, João Wagner Silva; de Gouvello, Christophe. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil Resíduos, 2010. Banco Mundial & CETESB. 





7 TIJUQUINHAS LANDFILL SANTA CATARINA, BRAZIL. Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/1NCP8Z4J6KBYMRTXIWFQVEA9HSOLUD. 



(www.ipcc-nggip.iges.or.jp). – Valor Default. 

10 COMLURB. Caracterização Gravimétrica e microbiológica dos resíduos sólidos domiciliares – 2009. 

11 Disponível em http://comlurb.rio.rj.gov.br/download/caracteriza%C3%A7%C3%A3o%202009.pdf. 

12 Tool to determine project emissions from flaring gases containing methane. 

13 INMET. Disponível em www.inmet.gov.br/html/clima/mapas/?mapa=prec e www.inmet.gov.br/html/clima/mapas/?mapa=tmax. 

14 Segundo Inventário Brasileiro de Emissões Antrópicas de Gases de Efeito Estufa – Relatórios de Referência – Emissões de Gaes de efeito estufa no tratamento e disposição de 

resíduos. CETESB. 

15 AM0087 Approved baseline and monitoring methodology AM0087 Construction of a new natural gas power plant supplying electricity to the grid or a single consumer” 

16 "Gramacho Landfill Gas Project". Disponível em http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/CMNZKY58WLO2079QE6TSRDPJH3GBVA. Foi utilizado o custo do sistema de 

compressão de g s, aplicado para a quantidade exportada de biog s em 2009. A capacidade foi transformada para tCH₄. 

17 FED. "Economic Research and Data". Disponível em 

www.federalreserve.gov/datadownload/Download.aspx?rel=H10&series=40a15acb120950674894978e4f74def9&filetype=spreadsheetml&label=include&layout=seriescolumn&l 

astObs=120 

18 "SANTEC Resíduos landfill gas emission reduction Project Activity". 

19 "Feira de Santana Landfill Gas Project".




223 


captura e destruição de biogás de aterro – no Brasil, contemplando a o número de possíveis sites identificados 

para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas de potencial de redução de emissões de 

GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à matriz energética nacional, assim como de 





Tabela 0-40 – Resultado do Projeto de Captura e Destruição de Metano em Aterros – Cenário 1 


Fator de redução de emissão anual 0,160 89 tCO₂e/(hab x ano) 










Captura de Biogás de Aterros para Geração de Energia Térmica – Cenário 2 

A aplicabilidade desse projeto é a mesma do projeto anterior. Ressalte-se que a redução de emissões dos 

projetos relacionados a metano evitado em aterros não pode ser somada, isto é, um a decisão pela 

implementação de um tipo de projeto inviabiliza a implementação de outro tipo no mesmo site. 



0-41 e dos parâmetros descritos anteriormente. 



ELB = Eaterro + EGN Eaterro *t CH₄/ano] = (1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k -k x ano 

) x e 

E GN = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x PCI metano x FE gás natural 


RE = RE aterro + RE GN 

RE aterro *t CO₂e/ano] = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x GWP CH₄ 

RE GN = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x PCI metano x FE gás natural 

Resultados Consolidados do Inventário de Oportunidades – Cenário 2 


captura e destruição de biogás de aterro com geração de energia térmica – no Brasil, contemplando a o 

número de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas 

de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à 


89 Ressalte-se que o fator de redução de emissão vai variar em função da temperatura e precipitação média do local, composição do resíduo, número de 

habitantes atendidos pelo aterro, idade do resíduo depositado, taxa de coleta e taxa de crescimento da população urbana. O valor apresentado é um valor 

médio para os sites avaliados. Considerou-se a construção de novos aterros. Isto significa que no final do primeiro ano de projeto a quantidade de resíduo 

presente no aterro é apenas a quantidade depositada no primeiro ano. Para os anos subsequentes são somadas as quantidades depositadas até o ano em 

questão. A emissão de metano nos aterros varia de ano para ano, em função da quantidade de resíduo no aterro e com a idade do resíduo depositado. Para 

fins de cálculo, foi calculada a emissão em 10 anos e feito uma média para determinar a emissão anual.

224 






Tabela 0-42 – Resultado do Projeto de Captura de Biogás de Aterro para Geração de Energia Térmica – Cenário 2 












Captura de Biogás de Aterros para Geração de Energia Elétrica – Cenário 3 

A aplicabilidade desse projeto é a mesma do projeto anterior. Ressalte-se que a redução de emissões dos 

projetos relacionados a metano evitado em aterros não pode ser somada. 



0-43 e dos parâmetros descritos anteriormente. 



ELB = Eaterro + Eelet Eaterro *t CH₄/ano] = (1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k -k x ano 

) x e 

E elet = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x PCI metano/3,6 [GJ/MWh] x FE eletricidade SI 


RE = RE aterro + RE eletricidade SI 

RE aterro *t CO₂e/ano] = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x GWP CH₄ 

RE elet = ((1 – f) x (1 – OX) x (16/12) x F x DOCf x MCF x ∑ (do ano 0 a 10) ∑ Wj x DOCj x (1-e -k ) x e -k x ano ) x EF coleta x PCI metano/3,6 [GJ/MWh] x FE eletricidade SI 

Resultados consolidados do Inventário de oportunidades – Cenário 3 


captura e destruição de biogás de aterro com geração de energia elétrica – no Brasil, contemplando a o 

número de possíveis sites identificados para a implementação desse tipo de projeto, assim como as estimativas 

de potencial de redução de emissões de GEEs, potencial receita com a venda de CERs, potencial contribuição à 










fins de cálculo, foi calculada a emissão em 10 anos e feito uma média para determinar a emissão anual.



Tabela 0-44 – Resultado do Projeto de Captura de Biogás de Aterros para Geração de Energia Elétrica – Cenário 2 






Redução de emissões média por projeto – em 10 anos 765.160 tCO₂e 




225 



Barreiras 

Apesar de a legislação 92 prever a disposição final de rejeitos de maneira adequada do ponto vista 

ambiental, grande parte dos resíduos sólidos urbanos gerados no Brasil é, na realidade, disposta em lixões ou 

em aterros controlados 93 . 

Em função de já serem projetados com tal objetivo, aterros sanitários apresentam um maior potencial de 

recuperação de biogás do que aterros controlados, que, por sua vez, são adaptados a partir de lixões a fim de 

que os impactos ambientais sejam minimizados. 

As barreiras para a implementação de aterros sanitários, que acabam por favorecer a disposição de 

resíduos sólidos urbanos em aterros controlados e lixões, estão descritas a seguir. 

Primeiramente, deve-se considerar que os altos custos de investimento formam uma considerável barreira 

financeira. A instalação de um sistema de captura de biogás de aterro demanda um significativo aporte inicial 

de capital, que se torna ainda mais expressivo se for considerada a necessidade de importação da tecnologia 

que esse tipo de projeto demanda (por não haver uma demanda de mercado, não há fabricantes nacionais de 

flares, medidores e analisadores do gás, motores, entre outros equipamentos). Além disso, é válido mencionar 

que não há subsídios governamentais significativos para esses projetos. 

Outro empecilho a ser considerado é a não existência de mão de obra e de serviço de treinamento 

específico no Brasil, o que tem como consequência a falta de experiência de manutenção/operação e a demora 

quando da necessidade de reparos dos equipamentos. 

Questões políticas também devem ser consideradas. Já que a disposição de resíduos sólidos urbanos é de 

responsabilidade municipal, a necessidade de iniciativa das prefeituras e a dificuldade em se determinar o local 

a ser construído implicam em um grande período de tempo até que seja obtida a licença ambiental. 

Recentemente a legislação definiu a elaboração de um plano nacional de resíduos sólidos, que deverá 

conter metas para o aproveitamento energético dos gases gerados nas unidades de disposição final de resíduos 

sólidos. Porém, o plano ainda está em fase de elaboração e metas ainda não foram definidas. Portanto ainda é 

uma barreira de caráter regulatório o fato de não haver nenhuma lei que exija a coleta e destruição do biogás 

de aterro. 






fins de cálculo, foi calculada a emissão em 10 anos e feito uma média para determinar a emissão anual. 

92 Lei 12.305, de 2 de agosto de 2010 – Institui a Política Nacional de Resíduos Sólidos; altera a Lei 9.605, de 12 de fevereiro de 1998; e dá outras providências. 

93 Os aterros controlados não são a forma de disposição ideal, mas apresentam condições sanitárias consideravelmente melhores que os lixões.

226 



Ademais, além da não obrigação de investimento nesse tipo de atividade por parte do empreendedor, 

outra barreira decorre do fato de que o investimento efetuado dificilmente oferecerá retorno financeiro, 

mesmo em longo prazo, sem o auxilio dos créditos obtidos com a de redução de emissão de GEE. 

Os projetos de redução de emissões em aterros podem ser de coleta e destruição do biogás ou de 

utilização do mesmo para a geração de energia térmica ou de energia elétrica, as quais podem ser exportadas 

ou utilizadas no próprio empreendimento. 

Destruição do Biogás 

A maior parte dos projetos de MDL desenvolvidos para aterros no Brasil contempla apenas a coleta e 

destruição do biogás, sem que haja o aproveitamento energético do mesmo. Dentre todos os tipos de projetos 

para aterros, esse é aquele de menor custo. No entanto, como não há geração de eletricidade nem a sua 

consequente venda, a única forma de receita é oriunda dos créditos de carbono gerados. 

Geração de Eletricidade 

Esses tipos de projetos podem gerar uma maior redução de emissões quando comparados a projetos que 

englobam apenas a destruição de metano, além de gerar receita adicional pela venda da eletricidade gerada de 

forma limpa para o Sistema Interligado Nacional (SIN). No entanto, apesar de alguns projetos de MDL 

desenvolvidos no Brasil contemplarem a geração de eletricidade, apenas dois aterros de fato tem gerado. 

A principal barreira a tais projetos também é o elevado custo, o que está diretamente relacionado a 

questões tecnológicas. Em função da necessidade de compra de mais equipamentos para a geração de 

eletricidade, os custos de instalação são consideravelmente mais altos quando comparados aos projetos de 

captura e destruição de biogás. Como ainda há poucos projetos de redução de emissões de aterros que geram 

energia elétrica, não existe um fornecedor brasileiro de equipamentos e serviços para tal atividade. Dessa 

forma, os principais componentes dos sistemas de gestão de biogás precisam ser importados. 

Decorre disso, também, a necessidade de mão de obra especializada e/ou treinada para operar e manter 

as tecnologias usadas nesse tipo de projeto. Dessa forma, além da ausência de infraestrutura para a 

implementação da geração de eletricidade proveniente do biogás, qualquer projeto desenvolvido que tiver 

como objetivo o registro no MDL implicará a necessidade de qualificação técnica fornecida por companhia 

estrangeira. 

Outra importante barreira para a exportação de energia para o SIN é a necessidade de conexão a uma 

linha de transmissão, o que eleva ainda mais os custos e o que não depende somente dos interesses do 

empreendedor do aterro. 

Outra barreira a ser considerada é a não existência de uma tarifa específica para energia limpa, o que 

poderia ajudar a abater parte dos custos do projeto.

Geração de Energia Térmica 



227 

A geração de energia térmica a partir do biogás, com a substituição de combustíveis anteriormente 

utilizados para esse fim (por exemplo, gás natural, GLP), é o tipo de projeto para aterros que pode gerar maior 

redução de emissões, já que o fator de emissão dos combustíveis que serão substituídos é maior que o da 

energia elétrica do SIN. Os custos, apesar de elevados, tendem a ser menores quando comparados a projetos 

de geração de eletricidade. 

Para a transmissão de biogás – na rede de gás natural ou em novos dutos –, é necessário que se faça o seu 

tratamento, o que consome energia e requer equipamentos e conhecimento técnico específicos. Apenas um 

dos projetos desenvolvidos em aterros prevê a exportação do biogás. Dessa forma, o fato de não haver muitos 

projetos desse tipo já pode ser encarado como uma barreira em si. 

O desenvolvimento do estudo com a abordagem bottom-up contemplou o levantamento de instalações/locais 


potencial será divulgada como um anexo do presente estudo. A Tabela 0-45 apresenta os resultados 

consolidados do setor de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos. 

Tabela 0-45 – Resultados Consolidados do Setor de Gerenciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos 

Tipo de projeto Número de Projetos 



em 10 anos 




(CER = 10 US$) 


Contribuição 

à Matriz 

Energética 

Valor Unidade tCO₂e Milhões US$ Milhões US$ Valor Unidade MWh/ano 

Setor de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos 3.124 sites 561.740.966 5.617 1.188 n/a n/a 10.451.133 

Tratamento de Efluentes Industriais – 

Indústria de Papel 

PR1 reator anaeróbio: geração de energia 

elétrica 

PR2 reator anaeróbio: geração de energia 

térmica 

PR1 captura do biogás: geração de energia 

elétrica 

PR2 captura do biogás: geração de energia 

térmica 

120 empresas de papel 7.313.257 73 6,0 0,083 tCO₂e/(t papel x ano) - 

120 empresas de papel 221.244 2 6,0 0,003 tCO₂e/(t papel x ano) 135.350 

120 empresas de papel 912.018 9 6,0 0,010 tCO₂e/(t papel x ano) - 

120 empresas de papel 6.622.483 66 6,0 0,075 tCO₂e/(t papel x ano) 144.879 

120 empresas de papel 7.313.257 73 6,0 0,083 tCO₂e/(t papel x ano) - 

PR3 substituição para tratamento aeróbio 120 empresas de papel 7.054.323 71 6,0 0,080 tCO₂e/(t papel x ano) - 

Tratamento de Efluentes Industriais – 

Indústria Sucroalcooleira 

LB aeróbio – PR2 reator anaeróbio: geração de 


Tratamento de Esgoto 1.138 

Instalação de reator anaeróbio: geração de 


282 empresas sucroalcooleiras 25.160.385 252 n/d 0,0003 tCO₂e/kg DBO - 

282 empresas sucroalcooleiras 25.160.385 252 n/d 0,0003 tCO₂e/kg DBO - 

1.138 

prestadoras de esgoto por 

município 

prestadoras de esgoto por 

município 

23.724.173 237 101,0 n/a tCO₂e/(DBO tratada x ano) 1.335.373 

23.724.173 237 101,0 n/a tCO₂e/(DBO tratada x ano) 1.335.373 

Redução de emissões de metano em aterros 356 municípios/microrregiões 299.211.230 2.992 666,4 0,202 tCO₂e/(hab x ano) - 

PR1 – captura e destruição do biogás 356 municípios/microrregiões 237.642.539 2.376 446,3 0,160 tCO₂e/(hab x ano) - 

PR2 – captura do biogás: geração de energia 

elétrica 

PR3 – captura do biogás: geração de energia 

térmica 

356 municípios/microrregiões 272.396.974 2.724 1.052,6 0,184 tCO₂e/(hab x ano) 5.218.568 

356 municípios/microrregiões 299.211.230 2.992 666,4 0,202 tCO₂e/(hab x ano) - 

Tratamento térmico de RSU 119 municípios/microrregiões 159.006.118 1.590 391,6 0,920 tCO₂e/(t resíduo x ano) 9.115.760 

Incineração de RSU: geração de eletricidade 119 municípios/microrregiões 159.006.118 1.590 391,6 0,920 tCO₂e/(t resíduo x ano) 9.115.760 

Manejo de dejetos animais – Aves 138 empresas/granjas 6.255.371 63 1,4 0,050 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) - 

Biodigestor: geração de energia elétrica 138 empresas/granjas 5.503.659 55 1,4 0,044 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) 147.290 

Biodigestor: geração de energia térmica 138 empresas/granjas 6.255.371 63 1,4 0,050 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) - 

Manejo de dejetos animais – Suínos 176 suinocultores 11.244.543 112 3,2 0,354 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) - 

Biodigestor: geração de energia elétrica 176 suinocultores 9.864.416 99 3,2 0,310 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) 270.421 

Biodigestor: geração de energia térmica 176 suinocultores 11.244.543 112 3,2 0,354 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) - 

Manejo de dejetos animais – Bovinos 795 confinamentos bovinos 29.825.890 298 18,4 1,581 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) - 

Biodigestor: geração de energia elétrica 795 confinamentos bovinos 26.277.857 263 18,4 1,393 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) 695.199 

Biodigestor: geração de energia térmica 795 confinamentos bovinos 29.825.890 298 18,4 1,581 tCO₂e/(cabeça de animal x ano) - 

Notas: * = A agregação dos valores excluiu projetos alternativos e utilizou o projeto que maximiza a redução de emissões 

n/a = Não de aplica. 


228 

5. CURVAS DE INVESTIMENTO 



O custo marginal de abatimento (CMA) contempla os custos associados às medidas de redução da emissão 

de determinado poluente emitido no ambiente, ou seja, os custos de adoção de meios tecnológicos e 

gerenciais para reduzir emissões. Quando trabalha-se com diferentes opções de mitigação (tecnológicas ou de 

mudança de insumos) para um mesmo impacto, a identificação dos CMAs é de grande valia para a seleção das 

melhores oportunidades dentre essas opções. Os CMAs das alternativas de mitigação podem ser representados 

por curvas que relacionam o custo marginal de se reduzir as emissões em função da quantidade abatida, 

considerando cada opção de mitigação. 

Os custos e as emissões evitadas devem ser estimados tendo como ponto de partida um cenário de 

referência (isto é, linha de base), de forma que os custos irão representar o incremento financeiro necessário à 

implementação da alternativa de mitigação (isto é, cenário do projeto) em comparação ao cenário de 

referência. Dessa forma, o custo marginal de abatimento de emissões de GEE de um projeto é a diferença entre 

o custo existente no cenário de referência e o custo no cenário de baixo carbono, expresso por unidade de 

massa de CO₂ equivalente (US$ou R$/tCO₂e). Ressalte-se que os cálculos para o desenvolvimento dos CMAs 

são desafiadores, tendo em vista a dificuldade de obtenção de informações, principalmente aquelas referentes 

à operação e manutenção dos sistemas em questão. 

Uma alternativa ao CMA é o desenvolvimento de curvas de investimento, que consideram exclusivamente 

o custo relacionado à implementação do projeto de baixo carbono. 

Enquanto a curva de custo marginal de abatimento ajuda a classificar as opções de mitigação de GEE com 

base em seus custos, a curva de custo de investimento fornece um quadro completo dos investimentos 

necessários para atingir determinados objetivos de, inter allia, redução de emissões ou desenvolvimento de 

determinado setor da forma mais carbono eficiente. 

O presente estudo desenvolveu uma curva de investimento para mitigação de emissões de GEE e suas 

informações podem ser de extrema relevância para que se entenda o nível de investimento necessário para 

que determinados setores, ou o próprio País, atinja certos patamares de redução de emissões. 

Tendo como base os dados coletados no presente estudo, assim como os modelos desenvolvidos e 

resultados obtidos, podem ser geradas diversas curvas de investimento, de acordo com o interesse do leitor: 

� custo de investimento por MW de capacidade de geração de energia adicional fornecida; 

� custo de investimento por tonelada de capacidade de tratamento de resíduo adicional; 

� custo de investimento por quilometro adicional de determinado sistema de transporte; 

� custo de investimento por determinado sistema de produção de produto químico; e 

� custo de investimento para substituição de combustível fóssil por renovável em atividades industriais 

de forma a suprir toda a demanda energética. 

Uma vantagem das curvas de custo de investimento em relação às curvas de custo marginal é que as 

primeiras também refletem as potenciais barreiras financeiras que, na prática, muitas vezes impedem que 

determinadas opções de projeto sejam implementadas. 

O presente estudo apresenta a curva de investimento para redução de emissões de GEE. Não obstante, as 

ferramentas de cálculo desenvolvidas, alimentadas com bancos de dados nacionais, podem ser utilizadas para 

a geração de outros tipos de informação. 

Nos casos em que os dados de custo do investimento não estavam disponíveis, o potencial físico de 

redução de emissões foi avaliado sem mencionar o custo unitário. Deve-se ressaltar que isto não significa de 

forma alguma que as atividades têm custos negligenciáveis.



229 

Ressalte-se que não foram realizadas análises detalhadas de investimentos para os projetos e, dessa 

forma, os custos de investimento obtidos representam uma estimativa do valor necessário para 

implementação dos projetos, com base em projetos já desenvolvidos ou na literatura disponível. Portanto, as 

curvas de investimento apresentadas objetivam ilustrar comparativamente os diferentes níveis de 

investimento necessários para cada tipo de projeto e não precisamente o valor exato para a implantação dos 

projetos. 

São apresentadas na sequência as curvas de investimento desenvolvidas para cada setor contemplado no 

presente estudo. 


Assim como o setor de transportes, os projetos do setor de eletricidade também são, em geral, projetos 

de infraestrutura, com altos custos de implementação e retornos de longo-prazo. Assim, os projetos mais 

vantajosos dentro desse setor, não necessariamente serão mais vantajosos frente aos projetos dos demais 

setores. Por exemplo, o projeto de maior potencial de redução, instalação de usinas eólicas, é também o de 

maiores investimentos por redução de emissões alcançada (748 US$/tCO₂e). Além dos projetos listados abaixo, 

outras medidas também foram avaliadas, mas foram excluídas dessa demonstração gráfica por representarem 

outliers e, por isso, distorcerem a visualização das oportunidades. No entanto, isto não significa de forma 

alguma que elas sejam negligenciáveis. 

Custo de Investimento (US$/ tCO 2e) 

800 

700 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

- 

Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Eletricidade 

- 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 

Potencial Redução de Emissões (MtCO 2e) 

Redução de Emissões de SF6 na 

Transmissão de Eletricidade 

Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo 

Aberto 

Eficiencia energética na iluminação 

residencial 

Conexão de Sistemas Isolados 

Cogeração com Licor Negro 

Cogeração com Bagaço de Cana-deaçúcar 

Geração com Palha de Arroz 

Geração com Resíduos de Palha de 

Cana-de-açúcar 

Geração com Resíduos de Milho 

Geração com Resíduos de Soja 


Eficiência Energética na Distribuição 

de Eletricidade 

Eficiencia energética no aquecimento 

de água residencial 

Usinas Eólicas

230 

Combustíveis Fósseis para a Indústria 



No caso do setor de combustíveis fósseis para a indústria, considerou-se que os valores de custo unitário 

obtidos para cada tipo de projeto não poderiam ser replicados indiscriminadamente para todos os setores de 

produção industrial e, dessa forma, a análise referente ao investimento em projetos de mitigação nesse setor 

não foi realizada. Logo, o gráfico apresentado a seguir representa apenas uma comparação ilustrativa do 

potencial de redução de emissões dos projetos avaliados, não indicando o custo de investimento necessário 

para implementação desses. 

Comparação entre os Projetos do Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria 

0 40 80 120 160 200 

Potencial Redução de Emissões (MtCO2e) 

Novos Processos - Ferro-gusa 

Substituição de OC por GN - Mineração e 

Pelotização 

Aproveitamento de Gás Associado na E&P de 

Petróleo, na plataforma 

Recuperação de Calor em Fornos - Mineração e 

Pelotização 

Substituição de OC por GN - Alumínio Primário 

Novos Processos - Química 

Recuperação de Calor em Fornos - Química 

Substituição de OC por Biomassa - Celulose 

Recuperação de Calor em Fornos - Cimento 

Substituição de OC por Biomassa - Papel 

Introdução de Novos Processos - Cerâmica

Insumos para a indústria 



231 

No setor de Insumos para indústria é possível identificar dois projetos altamente atrativos: a destruição do 

metano gerado na produção de carvão vegetal e a mudança de insumos na fabricação de tijolo, ambos com 

custos extremamente baixos e níveis representativos de redução de emissões. 

Custo de Investimento (US$/ tCO2e) 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

- 

Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Insumos para a Indústria 

0 50 100 150 200 250 300 350 400 


Destruição de metano gerado na 

produção de carvão vegetal 

Uso de CO2 biogênico como insumo 

para a fabricação de compostos 

inorgânicos 

Redução de emissão na fabricação de 

alumínio primário 

Redução de emissão de N2O na 

fabricação de produtos químicos 

Mudança de processos e insumos na 

fabricação de ferro gusa 

Mudança de insumo na fabricação de 

amônia e uréia 

Fabricação de refrigeradores com 

gases de pequeno GWP 

Mudança de insumos na fabricação 

de tijolo 

Aumento do teor de aditivos na 

fabricação de cal hidratada 

Aumento do teor de aditivos na 

fabricação de cimento

232 

Transporte 



Dentre os seis projetos do setor de transporte, dois são mais atrativos quando avaliados os custos de 

investimento por emissão de GEE reduzida: a produção de óleo vegetal para o uso como combustível de 

veículos e a introdução de BRT nos centros urbanos. No entanto, vale ressaltar que projetos no setor de 

transporte em geral representam projetos de infraestrutura. Portanto, quando comparados os custos dos 

projetos aos de outros setores, esses se revelam menos vantajosos. Os projetos citados, por exemplo, 

apresentam custos de 56 US$/tCO₂e e 251 US$/tCO₂e respectivamente. 


10.000 

9.000 

8.000 

7.000 

6.000 

5.000 

4.000 

3.000 

2.000 

1.000 

- 

Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Transporte 

0 50 100 150 200 250 300 


Produção de Biodiesel para 

uso como combustível de 

Veículos 

Produção de Óleo Vegetal 

para Uso como combustível 

de Veículos 

Transporte Urbano de 

Passageiros por BRT 

Mudança Modal para 

Transporte de Cargas 


Passageiros por Metrô 

Mudança Modal no 

Transporte de combustível 

(Alcooldutos) 


Passageiros por VLT

Resíduos 



233 

Dentre as 11 alternativas de projetos no setor de resíduos, é possível destacar aquelas que demandam um 

menor investimento por emissão de GEE abatida ou evitada. A medida de captura e queima de biogás de 

aterro, por exemplo, representa o menor custo de investimento dentre as medida do setor e ainda tem um 

potencial de redução bastante representativo. O projeto que, além de capturar o biogás de aterro, também 

queima o gás em substituição ao gás natural para geração térmica é o projeto de maior redução de emissão, 

com custos ligeiramente maiores que a medida citada. Um terceiro projeto, que destina o biogás de aterro à 

geração de eletricidade também representa uma alternativa interessante, com custos inferiores a 5 US$/tCO₂e, 

e potencial de redução de emissão superior a 250 MtCO₂e. O Tratamento de RSU com geração de eletricidade, 

por outro lado, é um projeto que, apesar de possuir um potencial de mitigação significativo, tem um custo 

elevado. Essas e outras inferências são facilmente observadas no gráfico abaixo, que apresenta as curvas de 

investimento para o setor de Resíduos. 


45 

40 

35 

30 

25 

20 

15 

10 

- 

5 

Curvas de Investimento de Projetos do Setor de Resíduos 

0 500 1000 1500 


Aterro - Captura e destruição 

do biogás 

Aterro - Captura do biogás e 

geração de energia térmica 

Manejo de dejetos animais - 

Aves - geração de energia 

térmica 


Aves - geração de energia 

elétrica 


Suínos - geração de energia 

térmica 


Suínos - geração de energia 

elétrica 

Aterro - Captura do biogás e 

geração de energia elétrica 


Bovinos - geração de energia 

térmica 


Bovinos - geração de energia 

elétrica 

Tratamento de efluentes - 

Indústria de Papel - geração de 

energia elétrica 

Incineração de RSU com 

geração de eletricidade 

Tratamento de efluentes - 

Esgoto - geração de energia 

elétrica

234 

C 

6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 



O presente estudo, inédito em sua forma e conteúdo no Brasil, teve por objetivo mapear e quantificar as 

oportunidades de projetos de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEEs) no Brasil, nos setores: 

� eletricidade; 

� combustíveis fósseis para a indústria; 

� outros insumos para a indústria; 

� resíduos; e 

� transporte e uso de combustíveis. 

Tendo como plataforma as Metodologias de Linha de Base e Monitoramento para projetos desenvolvidos 

no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo do Protocolo de Kyoto, foram identificadas as principais 

fontes de emissão de GEEs nos setores supracitados, assim como as principais formas de mitigá-las. 

Mais de 160 Metodologias de Linha de Base e Monitoramento foram avaliadas e, aquelas selecionadas para 

integrar a análise, foram agrupadas em cerca de 60 tipos de projeto. Identificadas as principais fontes de emissão de 

GEEs e definidos os principais projetos mitigadores de emissões, foram determinadas as bases para a avaliação de 

cerca de 20 mil sites no Brasil, em que possivelmente há oportunidades de replicação de projetos. Em conjunto, tais 

oportunidades oferecem a possibilidade de reduzir/evitar as emissões nacionais em aproximadamente 450.000 mil t 

CO₂e com a adição de 450 GW de pot ncia ao Sistema nterligado Nacional. 

Desenvolveram-se modelos matemáticos para calcular a potencial redução de emissões, quantificar a 

contribuição à matriz energética, a possível receita com a venda de créditos de carbono, assim como o 

investimento necessário à implementação dos projetos avaliados. Esses modelos foram alimentados com bancos 

de dados nacionais levantados a partir de uma extensa pesquisa em, inter allia, agências governamentais, 

organizações do setor privado e institutos de pesquisa. A partir desse levantamento foi possível preencher as 

lacunas para que a análise de reprodutibilidade dos projetos pudesse ser desenvolvida. Ressalte-se que a coleta de 

dados/informações constituiu-se no maior desafio desse estudo. Isso porque, apesar de o Brasil ter evoluído 

bastante nas últimas décadas no que concerne às estatísticas e informações setoriais nacionais, a disponibilidade 

de informação é ainda muito limitada – que muitas vezes é tida como confidencial, é inexistente ou presente de 

forma desagregada. 

Também foram desenvolvidas análises para identificar as possíveis barreiras à implementação dos 

projetos propostos. Vale ressaltar que essas análises foram feitas do ponto de vista macro. O Brasil é um País 

profundamente marcado por uma heterogeneidade geográfica, cultural, climática e, principalmente, 

econômica. Dessa forma, cada projeto poderá enfrentar diferentes barreiras associadas, sobretudo, à 

localização do site, à disponibilidade de recursos, tecnologias e mão de obra qualificada, que somente poderão 

ser avaliadas por estudos futuros mais aprofundados. Como resultado dessa avaliação, conclui-se, 

principalmente, que a implementação de grande parte dos projetos de baixo carbono levantados no estudo 

enfrenta significativas barreiras de investimento e tecnológicas no Brasil, dentre as quais destacam-se: 

� linhas de financiamento a longo prazo frequentemente indisponíveis (com exceção das linhas de 

crédito do BNDES), ou são notadamente custosas; 

� necessidade de importação da tecnologia requerida pelo projeto de outro país; e 

� escassez de mão de obra qualificada para a operação e manutenção das tecnologias.



235 

Conclui-se que, de fato, há um grande potencial técnico latente para o desenvolvimento de projetos de 

baixo carbono em todos os setores contemplados. Contudo, deve ser mencionado que um estudo mais 

aprofundado de cada projeto faz-se necessário para a avaliação do real potencial de seu desenvolvimento no 

âmbito dos mercados internacionais de carbono, sobretudo no MDL, que apresenta regras específicas de 

elegibilidade, dentre as quais a mais importante é a determinação da adicionalidade dos projetos. 

No setor de resíduos, identificaram-se diversas alternativas de redução de emissões, tanto na disposição 

como no tratamento de resíduos e efluentes, por meio de mecanismos de tratamento apropriados de resíduos 

e efluentes (por exemplo, metano evitado e captura de metano), bem como do eventual aproveitamento do 

biogás para a geração de energia (térmica e/ou elétrica). 

No setor de eletricidade, também aponta-se uma quantidade significativa de iniciativas mitigadoras de 

emissões de GEEs nos três elos de sua cadeia, sobretudo, a partir de geração de eletricidade com fontes mais 

limpas (por exemplo, resíduos de biomassa, energia eólica e hídrica), bem como do aumento da eficiência dos 

processos de geração de eletricidade (por exemplo, ciclo combinado em turbinas à gás) ou dos equipamentos 

de consumo final de eletricidade (por exemplo, aquecedores solares). 

No setor de combustíveis fósseis para a indústria, também foram identificadas alternativas de mitigação 

de emissões de GEEs por meio da produção de energia de forma mais limpa na indústria – via queima de 

combustíveis menos carbono intensivos ou aumento da eficiência dos processos – além de formas de se reduzir 

as emissões associadas à produção (por exemplo, troca de combustíveis) e ao transporte dos combustíveis (por 

exemplo, redução de vazamento de CH₄). 

No setor de outros insumos para a indústria, foram identificados diversos projetos de redução de 

emissões de GEE na produção de insumos associados à produção de cimento, de químicos e de alumínio (por 

exemplo, uso de insumos alternativos na fabricação de produtos, mudanças/melhorias de processos 

industriais), bem como no tratamento dos subprodutos nos setores de mineração e químico (por exemplo, 

recuperação de subprodutos, uso de subprodutos como insumo e destruição de gases gerados na produção). 

No setor de transportes foram identificadas iniciativas mitigadoras de emissões de GEE a partir da 

produção de combustíveis menos carbono intensivos (por exemplo, biocombustíveis), de transporte mais 

eficiente e de alternativas de transporte de cargas e de passageiros com menor intensidade de emissões de 

GEE (por exemplo, BRT). 

É interessante ressaltar que estudo aponta diversas oportunidades de projetos de geração de energia 

menos carbono intensiva, indicando alternativas para manter a matriz energética nacional limpa, mesmo que 

de forma, em princípio, menos interessantes do ponto de vista econômico-financeiro. 

Ressalte-se que, apesar de o estudo basear-se fortemente em metodologias para projetos de MDL, o foco não é 


MDL e gerar CERs. Não obstante, o arcabouço metodológico do MDL colabora para a legitimidade das 

oportunidades identificadas. 

Com esse mapa de oportunidades, espera-se ter colaborado para o melhor aproveitamento do potencial 

latente para a redução de emissões de GEEs no Brasil, apontando aos setores estudados caminhos possíveis 

para o desenvolvimento de iniciativas mitigadoras voltadas para uma economia de baixo carbono, que pode se 

apresentar tanto na forma de riscos como de oportunidades para os setores econômicos. Esse mapeamento 

serve de referência a diversos outros agentes, tanto privados como públicos, nacionais e internacionais. 

No que concerne ao setor privado, especialmente, às empresas atuantes nos setores produtivos da 

economia (por exemplo, metalúrgico, químico, papel e celulose, elétrico, siderúrgico, agroindústria), de 

transporte e resíduos, o mapeamento pode usado tanto como ferramenta para que se preparem em relação 

aos impactos de futuras regulamentações sobre emissões de GEEs, como para identificação de oportunidades 

de geração de novas receitas, incluindo por meio da participação nos mercados internacionais de carbono por 

meio da comercialização das reduções de emissões de GEEs.

236 



Do ponto de vista das instituições públicas, o mapeamento pode ser utilizado como ferramenta para 

auxiliar o alcance dos objetivos estabelecidos pela Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), assim 

como de outras metas climáticas que sejam traçadas em outras esferas do poder público (por exemplo, estados 

e municípios), na medida em que é possível identificar os setores e áreas que possam ser priorizadas na 

definição da metas setoriais de emissões de GEEs a curto e médio prazos, bem como setores/áreas que 

requerem incentivos governamentais para o fomento de ações mitigadoras de emissões em longo prazo. Mais 

ainda, a identificação do potencial de contribuição à matriz de energia elétrica também consiste em ferramenta 

ao governo para auxílio ao atendimento dos objetivos de segurança energética nacional. 

Em relação a investidores nacionais e internacionais interessados a investir em projetos de redução de 

emissões no Brasil, assim como fundos existentes no âmbito da UNFCCC, fica claro que o Brasil apresenta um 

extenso número de projetos potenciais de redução de emissões em diversos setores, e apresenta-se apto a 

receber investimentos que estejam ou se tornem disponíveis. 

A magnitude do potencial de redução de emissões de GEE, o investimento necessário e a possível receita 

advinda da venda de CERs podem ser observados na tabela a seguir, que apresenta os resultados consolidados 

por iniciativa de redução de emissão de GEE analisada.



Tabela 0-1 – Resultado Consolidado do Inventário de Oportunidades de Redução de Emissão de GEE 





em 10 anos 




(CER = 10 US$) 

Investimento Fator de Redução de Emissões 

237 

Contribuição para 

a matriz 

energética*** 

Valor Unidade tCO₂e Milhões US$ Milhões US$ Valor Unidade MW 

POTENCIAL ESTIMADO TOTAL DO BRASIL 18.480 Sites 4.551.882.529 45.642 n/a n/a n/a 452.185 

Total Setor de Eletricidade 12.102 Sites 2.643.621.041 26.436 1.284.118 n/a n/a 452.185 

Hidroeletricidade 1.204 Usinas Hidroelétricas 292.004.618 2.920,0 144.491 354 tCO₂e/MW/ano 82.502 

Repotenciação e Modernização Hidroelétricas 44 Usinas Hidroelétricas 3.899.124 39,0 11.506 16 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

605 

Eólica 1.839 Usinas Eólicas 182.208.058 1.822,1 136.328 310 tCO₂e/MW/ano 58.747 

UTE de Biomassa Renovável (Plantação Dedicada em 

Áreas Degradadas) 

6.052 Usinas Termelétricas 1.445.059.181 14.450,6 773.549 14 tCO₂e/ha/ano 181.568 

UTE de Resíduos de Milho 454 Municípios 158.653.554 1.586,5 65.295 0,372 tCO₂e/t milho 36.646 

UTE de Resíduos de Soja 409 Municípios 214.685.866 2.146,9 90.026 0,240 tCO₂e/t soja 50.525 

UTE de Palha de Arroz 50 Municípios 22.296.963 223,0 4.030 0,193 tCO₂e/t arroz 2.262 

UTE de Palha de Cana 279 Usinas Sucroalcooleiras 48.635.306 486,4 14.221 0,011 tCO₂e/t cana 7.981 

Cogeração com Bagaço de Cana 279 Usinas Sucroalcooleiras 41.909.309 419,1 6.406 0,010 tCO₂e/t cana 6.357 

Cogeração com Licor Negro 35 Fábricas de Celulose 1.905.262 19,1 281 0,015 tCO₂e/t pasta de 

celulose 

178 

Substituição de Combustível* 328 Usinas Termelétricas 109.078.820 1.090,8 180 1.546 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

- 

Adição de Ciclo à Usinas de Ciclo Aberto* 16 Usinas Termelétricas 15.627.851 156,3 106 0,376 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

1.213 

Eficiência Energética na Distribuição de Eletricidade 49 Concessionárias 17.177.454 171,8 9.148 6,25 tCO₂e/GWh 

fornecido 

1.333 

Redução de Emissões de SF6 na Transmissão de 


11 Empresas Transmissoras 3.241.364 32,4 6,6 1,18 tCO₂e/MVA - 

Conexão de Sistemas Isolados* 42 Usinas Termelétricas 23.795.827 238,0 1.288 4.291 tCO₂e/MW 

instalado/ano 

(555) 

Eficiência Energética na Indústria de Ferro-gusa e 

10 Empresas 6.734.774 67,3 14.244 43 tCO₂e/GWh 

523 

Aço 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria Química 39 Empresas 1.583.998 15,8 2.324 38 tCO₂e/GWh 

consumido 

123 

Eficiência Energética na Indústria de Papel e Celulose 157 Fábricas de Papel/Celulose 8.476.666 84,8 435 49 tCO₂e/GWh 

consumido 

658 

Eficiência Energética na Indústria de Cimento 9 Empresas 2.420.651 24,2 13 51 tCO₂e/GWh 

consumido 

188 

Eficiência Energética na Indústria de Mineração e 

101 Empresas 4.715.133 47,2 1.065 47 tCO₂e/GWh 

366 

Pelotização 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria de Ferro-ligas n/d n/d 185.016 1,9 128 3 tCO₂e/GWh 

consumido 

14 

Eficiência Energética na Indústria de Não ferrosos e n/d n/d 5.753.259 57,5 457 16 tCO₂e/GWh 

446 

Outros da Metalurgia 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria de Alimentos e 

n/d n/d 93.352 0,9 527 32 tCO₂e/GWh 

7 

Bebidas 

consumido 

Eficiência Energética na Indústria Têxtil n/d n/d 2.260.995 22,6 135 29 tCO₂e/GWh 

consumido 

175 

Eficiência Energética na Indústria de Cerâmica 300 Empresas de Cerâmica 

790.069 7,9 1.249 45 tCO₂e/GWh 

61 


consumido 

Eficiência Energética na Iluminação Residencial 49 PoA por Concessionária 23.751.771 237,5 588 123 tCO₂e/GWh 

consumido 

7.962 

Eficiência Energética no Aquecimento de Água 

297 Projetos (16.390 chuveiros 

4.839.237 48,4 3.134 163 tCO₂e/GWh 

12.166 


cada) 

consumido 

Eficiência Energética em Refrigeradores Residenciais 49 PoA por Concessionária 1.837.565 18,4 2.958 60 tCO₂e/GWh 

consumido 

132 

Total Setor de Combustíveis Fósseis para a Indústria 2.204 Sites 768.185.162 7.805 n/d n/a n/a n/a 

Refino – Flare e Vent 8 Refinarias 5.690.174 56,9 n/d 13,7 tCO₂e/10^3 t petróleo n/a 

Gás associado em Plataformas 44 

Plataformas de produção de 

petróleo 

19.145.942 191,5 n/d 0,6 tCO₂e/10^3 m3 GA n/a 

Distribuição de GN 2 Empresas de Distribuição 237.476 2,4 n/d 0,5 tCO₂e/m duto/ano n/a 

Melhoria da Combustão 587 Sites 1.287.855 12,8 n/d n/a n/a n/a 

Celulose 35 Empresas de Celulose 267.898 2,7 n/d 2 tCO₂e/10^3 t celulose n/a 

Papel 122 Empresas de Papel 199.206 1,9 n/d 2 tCO₂e/10^3 t celulose n/a 

Química 39 Empreses de Produtos Químicos 249.400 2,5 n/d 1 tCO₂e/10^3 t químico n/a 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 100.814 1,0 n/d 0,4 tCO₂e/10^3 t ferro-gusa n/a 

Aço 4 Empresas de Aço 9.819 0,1 n/d 0,1 tCO₂e/10^3 t aço bruto n/a 

Cerâmica* 300 



157.041 1,6 n/d 2 

Alimentos e Bebidas* n/d n/d 303.677 3,0 n/d 2 


comb. 


comb. 

Introdução de novos processos 592 Sites 286.364.260 2.863,6 n/d n/a n/a n/a 

Celulose 35 Empresas de Celulose 1.472.208 14,7 n/d 12 tCO₂e/10^3 t celulose n/a 

Papel 122 Empresas de Papel 1.047.764 10,5 n/d 12 tCO₂e/10^3 t celulose n/a 

Química 39 Empreses de Produtos Químicos 9.756.470 97,6 n/d 55 tCO₂e/10^3 t químico n/a 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 57.555.321 575,6 n/d 229 tCO₂e/10^3 t ferro-gusa n/a 

Aço 9 Empresas de Aço 212.128.383 2.121,3 n/d 897 tCO₂e/10^3 t aço bruto n/a 

Cerâmica* 300 Empresas de Cerâmica 4.404.115 44,0 n/d 13 tCO₂e/10^3 GJ óleo n/a 

n/a 

n/a

238 






em 10 anos 




(CER = 10 US$) 


Identificadas**** combustível 


a matriz 


Otimização de Vapor 196 Sites 3.670.265 36,7 n/d n/a n/a n/a 

Celulose 35 Empresas de Celulose 939.707 9,4 n/d 7 tCO₂e/10^3 t celulose n/a 

Papel 122 Empresas de Papel 787.609 7,9 n/d 9 tCO₂e/10^3 t celulose n/a 

Química 39 Empreses de Produtos Químicos 809.499 8,1 n/d 5 tCO₂e/10^3 t químico n/a 

Alimentos e Bebidas* n/d n/d 1.133.450 11,3 n/d 6 


combustível 

Recuperação de Calor em Fornos 603 Sites 118.898.366 1.210,8 n/d n/a n/a n/a 

Química 39 Empreses de Produtos Químicos 9.590.545 95,9 n/d 54 tCO₂e/10^3 t químico n/a 

Ferro-gusa 87 Empresas de Ferro-gusa 18.878.055 188,8 n/d 75 tCO₂e/10^3 t ferro-gusa n/a 

Aço 9 Empresas de Aço 61.614.053 616,1 n/d 261 tCO₂e/10^3 t aço bruto n/a 

Cimento 68 Empresas de Cimento 7.257.017 72,6 n/d 14 tCO₂e/10^3 t cimento n/a 

Mineração e Pelotização 100 Empresas de Mineração 17.528.931 156,8 n/d 2 tCO₂e/10^3 t minério n/a 




4.029.765 40,3 n/d 12 

tCO₂e/10^3 GJ comb. 

Fósseis 

Substituição de Comb. Carbono Intensivos por Biomassa 157 Sites 30.469.189 304,7 n/d n/a n/a n/a 



Alimentos e Bebidas* n/d n/d 15.183.873 151,8 n/d 0,1 

Substituição de Comb. Carbono Intensivos por Gás 

Natural 


combustível 

758 Sites 311.648.713 3.180,3 n/d n/a n/a n/a 

Cimento 68 Empresas de Cimento 303.475 3,0 n/d 0,6 tCO₂e/10^3 t cimento n/a 

Ferro-gusa 80 Empresas de Ferro-gusa 908.493 9,1 n/d 4 tCO₂e/10^3 t ferro-gusa n/a 

Aço 9 Empresas de Aço 250.676.134 2.506,8 n/d 1 tCO₂e/t aço bruto /ano n/a 

Mineração e Pelotização 100 Empresas de Mineração 26.967.252 269,7 n/d 2 tCO₂e/10^3 t minério n/a 

Química 39 Empreses de Produtos Químicos 2.301.605 23,0 n/d 0,1 tCO₂e/t químico /ano n/a 

Não ferrosos (Alumínio) 6 Empresas de Alumínio 11.264.484 112,6 n/d 1 tCO₂e/t alumínio n/a 






1.449.263 14,5 n/d 0,02 

Têxtil* n/d n/d 954.173 9,5 n/d 0,02 

Alimentos e Bebidas* n/d n/d 3.783.386 37,8 n/d 0,02 

Não ferrosos e outros da metalurgia* n/d n/d 8.884.610 88,8 n/d 0,02 


combustível 


combustível 


combustível 


combustível 

Total Setor de Outros Insumos para a Indústria 706 Sites 343.667.064 3.437 4.934 n/a n/a n/a 

Aumento do teor de aditivos na fabricação de cal 

hidratada 

9 Produtores de cal hidratada 756.053 7,6 48,0 0,063 tCO₂e/t cal hidratada n/a 

Aumento do teor de aditivos na fabricação de cimento 68 Fábricas de cimento 52.825.742 528,3 3.982,5 0,101 tCO₂e/t cimento/ano n/a 

Fabricação de refrigeradores com gases de pequeno 

GWP 

5 Fábricas de refrigeradores 13.267.696 132,7 92,7 n/a n/a n/a 

Mudança de insumo na fabricação de amônia e ureia 3 Empresas produtoras de ureia 2.345.506 23,5 10,9 0,198 tCO₂e/t ureia/ano n/a 

Mudança de insumos na fabricação de tijolo* 300 Fábricas de tijolos**** 63.502.648 635,0 74,5 0,070 tCO₂e/t tijolo n/a 

Uso de CO₂ biogênico como insumo para a fabricação de 


Redução de emissão de N₂O na fabricação de produtos 

químicos 

Ácido Nítrico 3 

Caprolactama 1 

15 

Empresas produtoras de 


4.003.398 40,0 n/a n/a n/a n/a 

4 Empresas de produtos químicos 7.691.748 77 5,1 n/a n/a n/a 

Empresas produtoras de ácido 

nítrico 

Empresa produtora de 

caprolactama 

6.867.474 68,7 3,8 0,372 tCO₂e/t Ácido Nítrico n/a 

824.275 8,2 1,3 0,434 tCO₂e/t Caprolactama n/a 

Redução de emissão na fabricação de alumínio primário 5 Fábricas de alumínio primário 3.130.512 31,3 0,6 n/a n/a n/a 

Mudança de processos e insumos na fabricação de ferrogusa 

Destruição de metano gerado na produção de carvão 

vegetal 

4 

293 

Empresas produtoras de ferrogusa 

Municípios produtores de carvão 

vegetal 

158.755.608 1.587,6 720,1 0,772 tCO₂e/t gusa n/a 

37.388.152 373,9 n/a 0,840 tCO₂e/t carvão vegetal n/a 

Total Setor de Transportes/Combustíveis para Veículos 344 Sites 234.668.296 2.347 112.766 n/a n/a n/a 

Produção de Biocombustíveis** 156 Usinas 102.992.953 1.030 n/a 65.988 tCO₂/usina x ano n/a 

Produção de Biodiesel 156 Usinas 102.992.953 1.030 n/a 65.988 tCO₂/usina x ano n/a 

Produção de Óleo Vegetal 293 Usinas 51.790.141 518 2.910 17.679 tCO₂/usina x ano n/a 

Mudança de Modal no Transporte de Combustíveis 42 Alcooldutos 8.971.260 90 26.245 22 tCO₂/km x ano n/a 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a 

n/a






em 10 anos 




(CER = 10 US$) 


239 


a matriz 


Alcoolduto 42 Alcooldutos 8.971.260 90 26.245 22 tCO₂/km x ano n/a 

Mudança de Modal no Transporte de Cargas** 12 Ferrovias 42.439.141 424 37.518 141 tCO₂/km x ano n/a 

Cenário 1 – Aumento de 3% das cargas transportadas 

atualmente por ferrovias 

Cenário 2 – Aumento de 10% das cargas transportadas 

atualmente por ferrovias 



Eficiência Energética 134 Projetos Potenciais 80.264.943 803 49.003 70.561 n/a n/a 

BRT 110 Projetos Potenciais 74.657.219 747 20.203 67.870 t CO₂/unidade x ano n/a 

VLT 14 Cidades 968.557 10 8.600 394 tCO₂e/km x ano n/a 

Metrô 10 Cidades 4.639.167 46 20.200 2.297 tCO₂e/km x ano n/a 

Total Setor de Resíduos Sólidos e Efluentes Líquidos 3.124 Sites 561.740.966 5.617 1.188 n/a n/a n/a 

Tratamento de Efluentes Industriais – Indústria de 

Papel** 


LB aeróbio – PR1 reator anaeróbio com geração de 






LB anaeróbio – PR1 captura do biogás com geração de 



LB anaeróbio – PR2 captura do biogás com geração de 



LB anaeróbio – PR3 substituição para tratamento 

aeróbio 



Sucroalcooleira 


LB aeróbio – PR2 reator anaeróbio com geração de 



Tratamento de Esgoto 1.138 Prestadoras de esgoto por 

23.724.173 237,2 101,0 n/a tCO₂e/(DBO 

n/a 

município 


Instalação de reator anaeróbio com geração de 

1.138 Prestadoras de esgoto por 

23.724.173 237,2 101,0 n/a tCO₂e/(DBO tratada 

n/a 


município 

x ano) 

Redução de emissões de metano em aterros** 356 Municípios/microrregiões 299.211.230 2.992,1 666,4 0,524 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

PR1 – captura e destruição do biogás 356 Municípios/microrregiões 237.642.539 2.376,4 446,3 0,416 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

PR2 – carputra do biogás com geração de energia 

356 Municípios/microrregiões 272.396.974 2.724,0 1.052,6 0,477 tCO₂/(t resíduo x 

n/a 

elétrica 

ano) 

PR3 – carputra do biogás com geração de energia 

356 Municípios/microrregiões 299.211.230 2.992,1 666,4 0,524 tCO₂/(t resíduo x 

n/a 

térmica 

ano) 

Tratamento térmico de RSU 119 Municípios/microrregiões 159.006.118 1.590,1 391,6 0,920 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

Incineração de RSU com geração de eletricidade 119 Municípios/microrregiões 159.006.118 1.590,1 391,6 0,920 tCO₂/(t resíduo x 

ano) 

n/a 

Manejo de dejetos animais – Aves** 138 Empresas/granjas 6.255.371 62,6 1,4 0,050 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia elétrica 138 Empresas/granjas 5.503.659 55,0 1,4 0,044 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia térmica 138 Empresas/granjas 6.255.371 62,6 1,4 0,050 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Manejo de dejetos animais – Suínos** 176 Suinocultores 11.244.543 112,4 3,2 0,354 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia elétrica 176 Suinocultores 9.864.416 98,6 3,2 0,310 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia térmica 176 Suinocultores 11.244.543 112,4 3,2 0,354 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Manejo de dejetos animais – Bovinos** 795 Confinamentos bovinos 29.825.890 298,3 18,4 1,581 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia elétrica 795 Confinamentos bovinos 26.277.857 262,8 18,4 1,393 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

Biodigestor com geração de energia térmica 

Notas: 

795 Confinamentos bovinos 29.825.890 298,3 18,4 1,581 tCO₂e/cabeça de 

animal/ano 

n/a 

* O cálculo do potencial desses projetos foi desenvolvido segundo uma abordagem top-down. 

** A agregação dos valores excluiu projetos considerados concorrentes/sobrepostos. No caso de projetos com diferentes cenários, considerou-se somente o cenário de maior potencial 

de redução de emissão. 

*** A coluna "Contribuição para a matriz energética" possui somente os valores de potência adicional instalada do setor elétrico. Esse setor foi o único considerado por ser o único no 

qual o foco propriamente dito foi a geração de eletricidade e por ele representar mais de 99% da potência adicional identificada pelo estudo 

**** Representam apenas a parcela de empresas identificadas no estudo. Estima-se que existam mais de 5.000 empresas de cerâmica no Brasil (Fonte: MME, 2009), mas aqui assume-se 

que essas 300 empresas representam 50% da produção nacional de cerâmica 



240 

7. EQUIPE ENVOLVIDA 



Profissional Empresa 

Augusto Luiz Nobre de Mello Neto (ICF) 

Isaura Maria de Rezende Lopes Frondizi (FIDES) 

Pedro Camargo Amaral (ICF) 

Letícia Figueiredo Roxo (ICF) 

Lucio de Medeiros (ICF) 

Patrícia Messer (ICF) 

Bernardo Vianna Zurli Machado (ICF) 

Julia Viegas Rymer (ICF) 

Olivia Brajterman (ICF) 

Thaís de Moraes Mattos (ICF) 

Laura Sales Pereira (ICF) 

André Werneck Valente (ICF) 

Pedro Gonçalves da Rocha (FIDES) 

Francisco de Rezende Lopes Frondizi (FIDES) 

Paulo Martins Garchet Júnior (FIDES) 

Christophe de Gouvello (Banco Mundial)

8. BIBLIOGRAFIA 



241 

ABCM. Associação Brasileira de Carvão Mineral. Carvão Mineral. Dados Estatísticos – Ano: 2009. Disponível em 

www.carvaomineral.com.br /abcm/conteudo/gm_estatisticas/estatisticas_2009.pdf Acesso em outubro, 2010. 

ABEF. Associação Brasileira dos Produtores e Exportadores de Frango. Disponível em 

www.abef.com.br/DEFAULT.php. Acesso em outubro, 2010. 

ABETRE/FGV. Panorama dos Resíduos Sólidos no Brasil. 2007. 

ABIEC. Associação Brasileira das Indústrias Exportadoras de Carnes. Mapa das Plantas Frigoríficas. Disponível 

em www.abiec.com.br/2_mapa.asp. Acesso em outubro, 2010. 

ABIPECS. Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de Carne Suina. Relatório 2008. Disponível 

em www.abipecs.org.br/pt/relatorios.html. Acesso em outubro, 2010. 

ABIQUIM. Associação Brasileira da Indústria Química. Guia da Indústria Química. Disponível em 

www.abiquim.org.br/braz_new/Default.aspx. Acesso em outubro, 2010. 

ABRELPE. Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais. Inventário de Resíduos 

Industriais. CETESB. São Paulo, 1996. 

ABRELPE. Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais. Panorama dos Resíduos 

Sólidos no Brasil. Caixa Econômica Federal, 2009. 

ABRELPE. Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais. Panorama dos Resíduos 

Sólidos no Brasil. Taurusplast, 2003. 

ABRELPE. Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais. Sistema Nacional de 

Informações de Saneamento. Ministério das Cidades. Brasília, 2009. 

AEAMESP. Associação de Engenheiros e Arquitetos do Metrô de São Paulo. O Impacto da tarifa de Energia 

Elétrica no Sistema Metroferroviário. Disponível em http://biblioteca.aeamesp.org.br 

/smns/9SMTF0309T16.pdf. Acesso em novembro, 2010. 

Agripoint. Pesquisa Top 50 BeefPoint de Confinamentos. Disponível em 

www.beefpoint.com.br/pdf/Top%2050_2008_09.pdf. Acesso em outubro, 2010. 

Alves, J. W. S.; de Gouvello, C. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil – Resíduos. Banco Mundial & CETESB. 

2010. 

ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Banco de Informações de Geração. Disponível em 

www.aneel.gov.br. Acesso em setembro, 2010. 

ANP. Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Boletim Mensal do Biodiesel. Julho de 2010. 

ANP. Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. Relatório de Movimentação de Produto. Agosto, 

2010. 

ANP. Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, 

Gás Natural e Biocombustíveis – 2010. Disponível em www.scribd. com/doc/37627928/Anuario-Estatistico- 

Brasileiro-do-Petroleo-Gas-Natural-e-Biocombustiveis-2010. Acesso em outubro, 2010. 

ANP. Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Dados Estatísticos Mensais – 2010. 

ANTAQ. Agência Nacional de Transportes Aquaviários. Navegação Interior. Disponível em www.antaq.gov.br. 

Acesso em outubro, 2010. 

ANTT. Associação Nacional de Transportes Terrestres. Anuário Estatístico de Transportes Terrestres – AETT 

2008. Disponível em www.antt.gov.br/InformacoesTecnicas/aett/aett_2008/principal.asp. Acesso em outubro, 

2010. 

ANTT. Associação Nacional de Transportes Terrestres. Anuário Estatístico de Transportes Terrestres – AETT 

2009. Disponível em www.antt.gov.br/InformacoesTecnicas/aett/aett_2009/principal.asp. Acesso em 

novembro, 2010.

242 



BRACELPA. Associação Brasileira de Celulose e Papel. Relatório Anual 2008-2009. Disponível em www.bracelpa. 

org.br/bra/estatisticas/pdf/anual/rel2008.pdf. Acesso em outubro, 2010. 

Centro Sul Transportadora Dutoviária. Dutos para Estanol – desafios e perspectivas. Disponível em 

www.ethanolsummit. com.br /upload/palestrante/20090615045853703600681561.pdf Acesso em outubro, 

2010. 

CETESB. Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental de São Paulo. Inventário de Resíduos Industriais. 

São Paulo, 1996. 

CNT. Confederação Nacional de Transportes. Plano CNT de Logística 2008. Brasília, 2009. 

CNT. Confederação Nacional do Transporte. Comunicação pessoal com Marilei Menezes. 2010. 

CNT. Confederação Nacional do Transporte. Plano CNT de Logística 2010. Brasília, 2010. 

CQNUMC. Convenção-Quadro das Nações Unidas para Mudança do Clima. Project Database. Disponível em 

www.unfccc.int. Acesso em outubro, 2010. 

CQNUMC. Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima. Metodologias Consolidadas: 

ACM0001, ACM0002, ACM0003, ACM0005, ACM0006, ACM0007, ACM0008, ACM0009, ACM0010, ACM0011, 

ACM0012, ACM0013, ACM0014, ACM0015, ACM0016, ACM0017 e ACM0018. Disponível em www.unfccc.int. 

Acesso: setembro, 2010. 

CQNUMC. Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima. Metodologias de Grande Escala: 

AM0001, AM0007, AM0009, AM0014, AM0017, AM0018, AM0020, AM0021, AM0023, AM0024, AM0025, 






AM0086 e AM0087. Disponível em www.unfccc.int. Acesso: setembro, 2010. 

CQNUMC. Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima. Metodologias de Pequena Escala: 

AMS-I.A., AMS-I.B., AMS-I.C., AMS-I.D., AMS-I.I.E., AMS-I.F., AMS-II.A., AMS-II.B., AMS-II.C., AMS-II.D., AMS- 

II.I.E., AMS-II.F., AMS-II.G., AMS-II.H., AMS-II.I., AMS-II.J., AMS-II.K., AMS-III.A., AMS-III.AA., AMS-III.AB., AMS- 

III.AD., AMS-III.AE., AMS-III.AF., AMS-III.AG., AMS-III.AH., AMS-III.AI., AMS-III.AJ., AMS-III.B., AMS-III.C., AMS- 

III.D., AMS-III.I.E., AMS-III.F., AMS-III.G., AMS-III.H., AMS-III.I., AMS-III.J., AMS-III.K., AMS-III.L., AMS-III.M., AMS- 

III.N., AMS-III.O., AMS-III.P., AMS-III.Q., AMS-III.R., AMS-III.S., AMS-III.T., AMS-III.U., AMS-III.V., AMS-III.W., 

AMS-III.X., AMS-III.Y. e AMS-III.Z. Disponível em www.unfccc.int. Acesso: setembro, 2010. 

CQNUMC. Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima. Metodologias em fase de 

aprovação em setembro, 2010: NM0167, NM0168, NM0241, NM0282, NM0292, NM0302, NM0310, NM0312, 

NM0320, NM0328, NM0330, NM0331, NM0332, NM0333, NM0334, NM0335, NM0336, NM0337 e NM0338. 

Disponível em www.unfccc.int. Acesso: setembro, 2010. 

DEFRA. Department of Environment, Food and Rural Affairs. Disponível em http://ww2.defra.gov.uk/Acesso em 

outubro, 2010. 

DNIT. Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes. Disponível em www.dnit.gov.br Acesso: em 

outubro, 2010. 

Eletronorte. A oferta de energia elétrica na Amazônia. Eletrobras. 2010 

Embrapa, 2010. Zoneamento Agroecológico do Dendezeiro. Disponível em 

www.cnps.embrapa.br/zoneamento_dende/Acesso em outubro, 2010. 

EPE. Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos de Produção e 

Uso de Biocombustíveis”. 2005 

EPE. Empresa de Pesquisa Energética. Balanço Energético Nacional 2010. Brasília, 2010. 

EPE. Empresa de Pesquisa Energética. Balanço Energético Nacional 2009. Brasília, 2009.



243 

EPE. Empresa de Pesquisa Energética. Plano Nacional de Energia 2030. Disponível em 

www.epe.gov.br/PNE/Forms/Empreendimento.aspx Acesso em outubro, 2010. 

EPE. Empresa de Pesquisa Energética/Operador Nacional do Sistema Elétrico. 1ª Revisão Quadrimestral das 

Projeções da demanda de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, 2010-2014. 2010. 

ESTADÃO. Notícia online “Petrobr s ter usina de Biodiesel no Par ”. Disponível em 

www.estadao.com.br/estadaodehoje/2010.0506/not_imp547683,0.php Acesso em outubro, 2010. 

FEU, C. Mitigação de Emissões de GEE na Área de Transportes, Importância da Biomassa. III Conferência 

Regional sobre Mudanças Globais. São Paulo, 2007. 

GASNET. Dados fornecidos pelas distribuidoras. Disponível em www.gasnet.com.br /novo_distribuidoras.asp. 

Acesso em outubro, 2010 

GRUPO BIODIESELBR. Anuário da Indústria de Biodiesel no Brasil 2004-2009. 2ª Edição, Curitiba, 2010. 

GRUPO BIODIESELBR. Mapa das Usinas de Biodiesel 2010. 

HOLANDA, A. Biodiesel e Inclusão Social: Relatório apresentado ao Conselho de Altos Estudos e Avaliação 

Tecnológica. Centro de Documentação e Informação, Coordenação de Publicação. Caderno de Altos Estudos 1. 

Brasília. 2004 in EPE. Empresa de Pesquisa Energética “Potencial de Redução de Emissões de CO₂ em projetos 

de Produção e Uso de Biocombustíveis. 2005. 

IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, 2008. Produção da Extração Vegetal e da Silvicultura. 

Disponível em www.sidra.ibge.gov.br/bda/tabela/listabl.asp?c=291&z=t&o=3. Acesso em outubro, 2010. 

IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística. Estimativa populacional de 2009. Disponível em 

www.ibge.gov.br. Acesso em outubro, 2010. 

IBGE. Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística. Pesquisa Nacional de Saneamento Básico 2008. 2010 

IBGE. Instituto Trata Brasil/Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base. Pesquisa Nacional por 

Amostra de Domicílios (Pnad). 2001. 

IBGE. Instituto Trata Brasil/Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base. Pesquisa Nacional por 

Amostra de Domicílios (Pnad). 2008. 

IBGE. Sistema Nacional de Informações de Saneamento. Ministério das Cidades. Brasília, 2005. 

IBGE. Sistema Nacional de Informações de Saneamento. Ministério das Cidades. Brasília, 2009. 

INSTITUTO AÇO BRASIL. Anuário estatístico 2010. Disponível em 

www.acobrasil.org.br/site/portugues/biblioteca/publicacoes.asp Acesso em outubro, 2010. 

IPCC. Intergovernmental Panel on Climate Change. IPCCC Guidelines for National Greenhouse gas Inventories. 

Volume 2 – Energy. 2006. 

MAPA. Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento. Lista de Frigoríficos. Disponível em 

http://bi.agricultura.gov.br /reports/rwservlet?sisbov_cons&frigorificos_web.rdf. Acesso em outubro, 2010. 

Martins, W. C.; Procee, P.; de Gouvello, C. Estudo de Baixo Carbono para o Brasil- Transporte. Banco Mundial & 

LOGIT. 2010. 

MB Consultores. Mercado de Ácido Sulfúrico 2008. Disponível em 

www.h2so4.com.br/h2so4/download/arquivos/5ocongressobrasileirodeacidosulfurico/V_Cobras-Caraiba- 

Mercado _de_acido _ sulfurico.pdf. Acesso em outubro, 2010. 

MCKINSEY & COMPANY. Caminhos para uma Economia de Baixa Emissão de Carbono no Brasil. 2009. 

MCT. Ministério de Ciência e Tecnologia. Inventário Nacional de Emissões e Remoções Antrópicas de Gases de 

Efeito Estufa. 2009. 

MCT. Ministério de Ciência e Tecnologia. Segundo Inventário Brasileiro de Emissões e Remoções Antrópicas de 

Gases de Efeito Estufa – Emissões de Gases de Efeito Estufa nos Processos Industriais – Produção de Metais – 

Alumínio. Disponível em www.mct.gov.br/upd_blob/0211/211125.pdf. Acesso em outubro, 2010.

244 



MELLO, G. Saneamento Ambiental: Notas Sobre o Gerenciamento de Resíduos Sólidos Urbanos no Brasil. 

BNDES Setorial. 2008. 

METRÔ DE SÃO PAULO/SP. Dados Operacionais. Disponível em www.metro.sp.gov.br/index.asp. Acesso em 

novembro, 2010. 

MME. Ministério de Minas e Energia. Boletim Mensal dos Combustíveis Renováveis. Edição 31. julho, 2010. 

MME. Ministério de Minas e Energia. Repotenciação e Modernização de Usinas Hidrelétricas. Disponível em 

www.epporexeplo,ov.br/mercado/Documents/S%C3%A9rie%20Estudos%20de%20Energia/20081201_1.pdf. 


POPMAYER, F. M.; Etanol e Veículos Elétricos: Mão única ou Mão Dupla. IPEA. 2010. 

PREFEITURA DE CUBATÃO. Disponível em www.cubatao.sp.gov.br/publico/index.php?option=com_ 

content&view=article&id=2083:presidente-lula-estara-em-cubatao-na-quarta-10-para-inaugurar-termeletricana-refinaria&catid=10:noticias-da-cidade&Itemid=50 

. Acesso em outubro, 2010 

PRO PUBLICATIONS INTERNATIONAL. Global LIme Directory 2009. Disponível em 

www.propubs.com/GCD/GCD2010-owerres.pdf. Acesso em outubro, 2010. 

REFAP. Unidades. Disponível em www.refap.com.br/refap_unidades.asp . Acesso em outubro, 2010. 

SECRETARIA de Desenvolvimento Urbano da Presidência da República – SEDU/PR. Gestão Integrada de 

RESÍDUOS SÓLIDOS: Manual Gerenciamento Integrado de Resíduos Sólidos. Instituto Brasileiro de 

Administração Municipal – IBAM, 2001. 

SINDIAVIAR. Sindicato das indústrias de produtos avícolas do estado do Paraná. Disponível em 

www.sindiavipar.com.br/index.php. Acesso em outubro, 2010. 

SINDICOM. Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes. Bases de 

Distribuição. Disponível em www.sindicom.com.br. Acesso em outubro, 2010. 

SINDIFER. Sindicato da Indústria de Ferro. Anuário 2007. Disponível em 

www.sindifer.com.br/Anuario_2007.html. Acesso em outubro, 2010. 

SNIS. Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento. Diagnóstico dos Serviços de Água e Esgotos (2008) – 

Tabelas com as informações e os indicadores desagregados municipais. Disponível em www.snis.gov.br/. 


SOARES, G. et al. Operação de um grupo gerador diesel utilizando óleo vegetal bruto como combustível. An. 3. 

Enc. Energ. Meio Rural. 2003. 

TN PETRÓLEO. PQU e Petrobras assinam contrato de fornecimento de gás residual. Disponível em 

www.tnpetroleo.com.br/noticia/16728/pqu-e-petrobras-assinam-contrato-de-fornecimento-de-gas-residual. 


UNICA. União da Indústria de Cana-de-açúcar. Ranking da produção Cana, Açúcar e Álcool. Disponível em 

http:/www.unica.com.br/userFiles/estatisticas/ranking%201.xls. Acesso em outubro, 2010. 

VIANNA, F. Análise de Ecoeficiência: Avaliação do Desempenho Econômico-Ambiental do Biodiesel e 

Petrodiesel. Tese de mestrado da USP. 2006. 

VILLELA, A. O Dendê como Alternativa energética sustentável em áreas degradadas da Amazônia. Tese de 

Mestrado do Programa de Planejamento Energético da UFRJ. 2009. 

VLT (de Baltimore), EUA. Dados Operacionais. Disponível em www.lightrailnow.org/news/n_bal001.htm. 

Acesso em novembro, 2010. 

VLT de Ottawa, Canadá. Dados Operacionais. Disponível em www.ottawa.ca/calendar/ 

ottawa/citycouncil/ttc/2002/12-04/ACS2002-TUP-TRN-0012.htm Acesso em novembro, 2010. 

World Bank. Low-Carbon Energy Projects for Development in Sub-Saharian Afric. 2008. 

YEE, K. F. et al. Life cycle assessment of palm biodiesel: Revealing facts and benefits for sustainability. Applied 

Energy 86 p. 189–196, 2009.

Levantamento de Oportunidades Concretas de ... - BM&FBovespa

Transforme seus PDFs em revista digital e aumente sua receita!

Delete template?

Save as template ?