Ampliação do mercado externo de biocombustíveis, maior diversificação de biomassas e de atores nas políticas públicas para os transportes são alguns dos aspectos levantados
Ainda que o Brasil seja destaque quando o assunto é energias renováveis e bioenergia, há muito a avançar. No setor elétrico, a participação da biomassa – que inclui cana-de-açúcar, lenha, lixívia e outras fontes primárias – atingiu 8,5% em 2019. Já no setor de transportes, os biocombustíveis têm uma participação pouco superior a 23%.
O Plano Nacional de Energia 2050 (PNE 2050) é justamente um conjunto de estudos que dá suporte para as estratégias de longo prazo do governo em relação à expansão do setor de energia. Com projeções para daqui a 30 anos, ele inclui a bioenergia – ou seja, toda geração obtida por meio de biomassa – entre as 13 principais fontes e tecnologias analisadas.
Além de trazer as potencialidades existentes nesta área, o plano também apresentou quatro principais desafios e possíveis recomendações para fomentar a bioenergia na matriz energética. Apesar do termo englobar diversas matérias-primas, a cana-de-açúcar é a principal delas.
Como fonte energética, o bagaço é aproveitado diretamente na produção de eletricidade, enquanto os açúcares da cana são convertidos em etanol. Além disso, resíduos como palhas e pontas, vinhaça e torta de filtro também podem ser usados para gerar energia.
Desafios e recomendações
- Concentração do mercado mundial
- Novas biomassas e novos biocombustíveis
- Diversidade de qualidade e assimetria de informação
- Políticas públicas para o setor de transportes
Potencialidades
- Relação entre térmicas a biomassa e hidrelétricas
- Complemento com cavaco de madeira
- Biotecnologia e E2G
- Expansão da biomassa no setor elétrico
- RenovaBio e a biomassa no transporte
O documento foi elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) a partir de diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME) e entrou em consulta pública em 13 de julho deste ano. Os comentários podem ser enviados até 13 de outubro.
Confira, na versão completa, detalhes de cada recomendação e outras perspectivas governamentais para os caminhos da biomassa, que influenciam diretamente o setor sucroenergético.
Ainda que o Brasil seja destaque quando o assunto é energias renováveis e bioenergia, há muito a avançar. No setor elétrico, a participação da biomassa – que inclui cana-de-açúcar, lenha, lixívia e outras fontes primárias – atingiu 8,5% em 2019. Já no setor de transportes, os biocombustíveis têm uma participação pouco superior a 23%.
O Plano Nacional de Energia 2050 (PNE 2050) é um conjunto de estudos que dá suporte para as estratégias de longo prazo do governo em relação à expansão do setor de energia. Com projeções para daqui a 30 anos, ele inclui a bioenergia – ou seja, toda geração obtida por meio de biomassa – entre as 13 principais fontes e tecnologias analisadas.
Além de trazer as potencialidades existentes nesta área, o plano também apresentou quatro principais desafios e possíveis recomendações, com o objetivo de fomentar a bioenergia na matriz energética. Apesar do termo englobar diversas matérias-primas, a cana-de-açúcar é a principal delas.
Como fonte energética, o bagaço é aproveitado diretamente na produção de eletricidade, enquanto os açúcares da cana são convertidos em etanol. Além disso, resíduos como palhas e pontas, vinhaça e torta de filtro também podem ser usados para gerar energia.
O documento foi elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) a partir de diretrizes do Ministério de Minas e Energia (MME) e entrou em consulta pública em 13 de julho deste ano. Os comentários podem ser enviados até 13 de outubro.
Desafio 1: Concentração do mercado mundial
Conforme o documento, Brasil e Estados Unidos são responsáveis por 80% da produção mundial de etanol, além de serem os dois maiores produtores de biodiesel, com 37% do total. Portanto, uma expansão seria necessária para permitir a participação de outras nações no mercado de produção e consumo de biocombustíveis, gerando um aumento no comércio internacional e uma eventual formação de mercado externo.
Para isso, a recomendação feita pelo estudo seria a articulação, com autoridades competentes, para participação em iniciativas de aumento da diversificação de produtores de etanol a nível mundial. Um dos caminhos seria a proposição de um padrão internacional de biocombustíveis, por exemplo.
O plano ainda completa que o Brasil já participou de ações neste sentido na África, para aumentar renda e emprego e melhorar as condições de vida no continente. “A cooperação bilateral técnica e tecnológica promoveu o uso de biocombustíveis especialmente durante 2003 a 2010”, especifica o plano, ainda que não apresente os dados de expansão do período citado.
Desafio 2: Novas biomassas e novos biocombustíveis
O segundo entrave seria a diversificação das biomassas para combustíveis limpos e o desenvolvimento de novas opções que podem auxiliar na descarbonização. “Dadas as condições edafoclimáticas favoráveis, a diversificação da produção da biomassa pode contribuir para alavancar o desenvolvimento regional do Brasil”, pontua o documento.
Alguns exemplos possíveis citados pelo PNE 2050 são a produção de outras oleaginosas, como a macaúba e a palma. Segundo o documento, o uso de biomassas residuais pode ampliar a produção de biocombustíveis, seja dos já tradicionais ou de novos, como biodiesel base éster, diesel verde e bioquerosene, etanol e biogás.
Já em relação a novas opções de biocombustíveis, o caminho envolve o desenvolvimento, a regulamentação e a competitividade de preços frente aos substitutos fósseis.
“O aproveitamento de outros insumos e mesmo a expansão de biomassa já utilizada para a produção de biocombustíveis deve ser direcionada para regiões de maior aptidão agronômica, respeitando a legislação ambiental”, completa o relatório.
Neste caso, as sugestões dadas pelo plano dizem respeito a aumentar a atratividade dos biocombustíveis nos segmentos de transportes que apresentam maior dificuldade de limpar a sua matriz por meio da articulação, tanto nacional quanto internacional, entre governos, instituições e sociedade.
A intenção seria fomentar a visibilidade dos biocombustíveis, com estímulo de pesquisa e desenvolvimento, além de regulamentação com foco em áreas de navegação, aviação e bioplásticos ou biomateriais. “Deve-se priorizar rotas tecnológicas cujos ganhos de produtividade permitam ampliar a produção e diversificação de biocombustíveis sem o respectivo aumento de área plantada, respeitando a legislação ambiental”, completa o documento.
Desafio 3: Diversidade de qualidade e assimetria de informação
O terceiro fator denuncia a necessidade de padronização do biocombustível para facilitar seu uso e sua validação de preço. “A diversidade de qualidade leva a uma significativa assimetria de informação, aumentando os custos de transação da fonte”, aponta o relatório.
Como rotas de melhoria, o documento sugere articulações para divulgação do cumprimento da legislação de proteção ao meio ambiente dentro da cadeia produtiva de biocombustíveis.
O texto ainda ressalta que um maior consumo de biocombustíveis em detrimento das opções fósseis leva a uma mitigação das emissões de gases do efeito estufa. Isto pode ser incentivado com políticas que fomentem a “virada” na preferência do consumidor.
Para isso, a recomendação é que haja uma maior divulgação de que o país cumpre com a proteção do meio ambiente dentro da cadeia produtiva dos combustíveis limpos.
Desafio 4: Políticas públicas para o setor de transportes
A Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio) e o Rota 2030 são exemplos de políticas públicas para o setor de biocombustíveis. O estudo nota que há uma evolução neste âmbito, esperando que, no longo prazo, a estrutura legal para o uso destas opções esteja mais fortalecida.
“Estabelecer um sistema efetivo de governança dessas políticas, do compartilhamento de estatísticas e de informações é uma tarefa complexa e que exige coordenação e estratégia de comunicação entre as diferentes partes interessadas”, destaca o documento. Por outro lado, ele não traz recomendações práticas de como essas ações poderiam ser efetivadas.
Potencialidade 1: Relação entre térmicas a biomassa e hidrelétricas
O PNE 2050 também trouxe algumas simulações com perspectivas de expansão das usinas à biomassa. Uma delas buscou saber como a participação destas usinas na capacidade instalada total se relaciona com a expansão da capacidade instalada das hidrelétricas.
O exercício concluiu que a maior expansão da bioenergia parece estar ligada à maior expansão das hidrelétricas. “A UTE [usina termelétrica] à biomassa tradicional tende a entrar mais quanto maior a oferta de UHE [usina hidrelétrica], por conta da complementaridade sazonal”, coloca.
Porém quando é simulada uma possível repotenciação das hidrelétricas existentes – melhora dos parâmetros das usinas, seja por aumento da capacidade instalada, do fator de capacidade ou do rendimento, ou por mudança de características mecânicas ou elétricas do maquinário – , a expansão da capacidade instalada das usinas à biomassa não é muito diferente daquelas sem essas melhorias. Isso significa que, embora haja um acréscimo da capacidade instalada das hidrelétricas via repotenciação, isso não parece estar associado a uma expansão adicional de usinas à biomassa.
Potencialidade 2: Complemento com cavaco de madeira
Para entender melhor o papel da bioenergia na expansão do setor elétrico, o PNE considerou duas tecnologias de combustão com vias de otimização e minimização de custos: uma movida a bagaço de cana, durante a safra, e a outra, a cavaco de madeira.
Especificamente, o cavaco foi considerado caro para o atendimento da expansão na maior parte dos exercícios feitos pelo estudo, especialmente pela necessidade de custeio do combustível e pelo investimento na usina. Não são expostos dados de custos do cavaco pelo estudo. Por sua vez, a cogeração com bagaço de cana, no mínimo, dobra a potência instalada das usinas relativa ao ano base nos casos simulados, mesmo que reduza sua participação relativa na matriz elétrica no fim do horizonte estudado.
Mas outro estudo exposto pelo documento envolve a geração energética das usinas termelétricas à biomassa de cana, considerando tanto o bagaço quanto o cavaco de madeira e levando em conta os períodos de disponibilidade das matérias-primas ao longo do ano. Neste caso, o cavaco entraria como combustível complementar no período em que o bagaço não está disponível.
O resultado mostrou que a energia gerada pelas usinas que utilizam o cavaco de forma complementar aumentou de maneira significativa no comparativo com as que só usam o bagaço. Afinal, foi possível ter um melhor uso da capacidade instalada com menor custo total, justamente por se tratar de um complemento com uma biomassa relativamente barata.
Nesta simulação, a geração com bagaço ficou concentrada no período da safra da cana-de-açúcar, estimado pelo estudo em sete meses ao ano. O PNE considerou que, mesmo levando em conta um mês destinado à manutenção anual, há a possibilidade de o parque funcionar por mais quatro meses desde que haja biomassa disponível.
O estudo pondera: “Por conta da existência de palhas e pontas dispostas no campo em quantidade superior aos requisitos agronômicos, há potencial para ser utilizado durante o período de ociosidade das usinas, mas esse aproveitamento requererá adequações de coleta, transporte e armazenamento”.
Justamente a fim de ponderar estes custos, o estudo levou em conta a alternativa de uso do cavaco de madeira durante a entressafra, o que já é usualmente utilizado por parte das usinas.
Potencialidades 1 e 2: Lidando com a sazonalidade
O PNE apresentou uma possível distribuição de exportação de eletricidade comparativamente entre usinas somente de bagaço de cana e as consorciadas com cavaco de madeira, supondo uma produção uniforme por trimestre.
“Vale destacar que a maior oferta de biomassa leva ao aumento da capacidade instalada durante a safra e que, na entressafra, a ociosidade da parte industrial da usina permite aumentar a exportação de eletricidade”, observa o documento.
O estudo complementa que, quando as usinas aumentam seu fator de capacidade usando insumos na entressafra, elas perdem a complementariedade com o parque hidrelétrico – algo que a usina de biomassa típica (que opera somente durante a safra) usufrui devido à sua geração sazonal.
Logo, quando apenas a usina típica de bagaço é considerada, há relação direta com a expansão das hidrelétricas. Já quando são levadas em conta as unidades que ampliam o seu período de geração, a menor expansão das hidrelétricas parece não alterar as perspectivas de inserção das usinas a bagaço de cana.
Além disso, a combinação entre o aumento da capacidade das usinas à biomassa com a repotenciação do parque hidrelétrico, quando vantajosa, pode levar a maiores reduções do custo total da geração centralizada no horizonte do PNE 2050 e da capacidade instalada total em 2050.
Outro ponto avaliado é a sensibilidade da geração da usina à biomassa, quando ela produz o ano inteiro, a custos mais elevados do insumo disponível na entressafra. No caso em que há apenas as usinas a biomassa típicas, há uma relação de complementaridade com a expansão das hidrelétricas.
Já a expansão das usinas a biomassa que produzem o ano inteiro, ou seja, com fator de capacidade mais elevado, pouco varia se o potencial sem interferência de áreas protegidas está ou não disponível para a expansão.
Potencialidade 3: Biotecnologia e E2G
O PNE 2050 também acredita que a biotecnologia poderá proporcionar um ganho de eficiência na produção de biocombustíveis, tanto na parte agrícola quanto industrial, aumentando a produtividade global deste segmento. O destaque está no desenvolvimento de variedades transgênicas e enzimas, além da adaptação das etapas do processo para a oferta de novos produtos.
“Novas tecnologias podem vir a utilizar biomassas heterogêneas com elevada eficiência, aumentando a oferta de energia desta fonte”, afirma o relatório, que considera as atuais alternativas “pouco competitivas”. Ainda assim, o documento aponta que, a longo prazo, o consórcio de biomassas pode ser otimizado, reduzindo ao máximo os resíduos vindos deste processo.
Uma das expectativas é a ausência das barreiras técnicas para ampliação do etanol de segunda geração (E2G) ou etanol celulósico, relembrando que duas plantas operam atualmente no Brasil, com capacidade de produção de 100 milhões de litros anuais.
As usinas citadas pelo documento são a Bioflex, da GranBio, e a Costa Pinto, da Raízen. Apesar da capacidade das unidades ser de 50 milhões e 42 milhões de litros, respectivamente, ambas produziram somente 6,11 milhões de litros de E2G em 2019.
O próprio PNE reconhece essa disparidade entre a capacidade instalada e a produção efetiva. “A implementação mundial da produção comercial do etanol lignocelulósico segue em ritmo lento”, afirma e continua: “No Brasil, as plantas comerciais enfrentaram desafios técnicos na etapa de pré-tratamento e na adaptabilidade das leveduras. Apesar de terem realizado ajustes em seus processos e solucionado tais problemas, ainda funcionam abaixo da capacidade nominal”.
Desta forma, o documento coloca que as pesquisas sobre esta tecnologia ainda precisam avançar para permitir a produção em escala comercial, o que deve possibilitar o aumento dos volumes ofertados e a redução dos custos. Para isso, o caminho sugerido é a articulação entre agentes públicos e privados, incluindo centros de pesquisas e universidades que possam impulsionar o desenvolvimento da tecnologia tanto em âmbito nacional quanto internacional.
Além disso, o documento considera que a integração com a produção do etanol de primeira geração poderá facilitar a viabilidade econômica do E2G devido ao compartilhamento de equipamentos.
Ao mesmo tempo, a disputa pela biomassa da cana com as unidades de geração termoelétrica é vista como um obstáculo para a introdução do E2G. “Para as usinas que já implantaram a cogeração de alta eficiência, será necessário realizar outros arranjos, de forma a possibilitar sua introdução”, observa.
Entre as possíveis soluções, o documento cita a utilização da palha e da ponta, além da adoção da cana energia, uma variedade com maior teor de fibra por hectare. Esta última opção, acrescenta o documento, requer a elaboração de estudos de viabilidade econômica, devido aos custos adicionais com equipamentos para colheita e processamento.
Potencialidade 4: Expansão da biomassa no setor elétrico
O plano ainda pontua que o aumento da produção e do uso de biocombustíveis poderá ampliar proporcionalmente a oferta de coprodutos e, com isso, levar ao crescimento da disponibilidade de biomassa como insumo para a geração de energia elétrica.
O documento destaca a relevância da utilização da palha da cana e de outras culturas para ampliação da capacidade das usinas que usam estas fontes. Porém, segundo o relatório, é preciso que haja implementação de sistemas de coleta que preservem as condições agronômicas e também tenham custos competitivos.
Outro ponto, de acordo com o documento, é o “desenvolvimento de alternativas para o armazenamento de biomassa até a entressafra e/ou de energia e outras rotas tecnológicas”.
O plano traz alguns insumos e tecnologias que ainda não foram usados em larga escala, mas têm potencial para ingressar na matriz energética no setor elétrico. Dividindo em decênios, a expectativa é que, no período entre 2020 e 2030, seja explorado o uso de RSU (incineração), biogás na agroindústria, maior inserção de biodigestores, tecnologias para separação do biometano e aproveitamento de biogás de aterro e agroindústria.
Já entre 2030 e 2040, a perspectiva é de um maior uso de resíduos agrícolas, além de biogás de saneamento e pecuária.
Por fim, entre 2040 e 2050, o documento elenca perspectivas relacionadas à otimização de recursos, com direcionamento da biomassa para fins específicos, maior uso da agricultura de precisão, bem como a possibilidade de as culturas utilizarem o potencial do solo para o máximo rendimento. Além disso, também espera uma logística de recuperação otimizada de resíduos e o desenvolvimento das enzimas para geração de E2G específico para diversas biomassas.
Mesmo que apresente essas possibilidades, o plano não apresenta projeções, em números, do quanto essas tecnologias podem crescer nos próximos 30 anos.
Potencialidade 5: RenovaBio e a biomassa no transporte
Conforme o PNE, o governo espera que o RenovaBio propicie um aumento progressivo da demanda por biocombustíveis. O documento ainda cita a venda direta, mas esclarece que os impactos da implementação desta mudança no mercado necessitam de estudos mais aprofundados sobre tributação e regulação, assim como sobre aspectos logísticos e contratuais.
Ainda conforme o documento, por meio dos mecanismos de funcionamento do RenovaBio, juntamente com as políticas vigentes de misturas obrigatórias, é esperado um incremento da participação do etanol de primeira geração e do biodiesel na matriz de transportes. A consequência disso seria o desenvolvimento da produção competitiva dos demais biocombustíveis considerados no programa.
Neste cenário, foi considerado que novas matérias-primas deverão surgir como opção no processo produtivo, “diversificando ainda mais o mix de insumos e contribuindo para a interiorização da produção nacional de biocombustíveis”, além da redução das emissões no transporte de combustíveis.
De acordo com o documento, o potencial nacional para incremento da produção de biomassa é bastante significativo e há condições de aumentar a participação de combustíveis limpos tanto no mercado doméstico quanto no internacional de maneira sustentável.
“Além disso, a sinergia entre inteligência artificial, internet das coisas (IoT), robótica, drones, blockchain, realidade aumentada, realidade virtual e impressoras 3D podem aumentar a produção de biocombustíveis e, consequentemente, seu consumo”, completa o PNE 2050.
Gabrielle Rumor Koster – NovaCana
