A produção e comercialização de biogás, bioeletricidade, carbono, açúcar e etanol by Revista Opiniões

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ISSN: 2177-6504

SUCROENERGÉTICO: cana, milho, sisal, açúcar, etanol, biogás, bioeletricidade e carbono ano 19 • número 72 • Divisão C • Mai-Jul 2022

a produção e comercialização de biogás, bioeletricidade, carbono, açúcar e etanol 1

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Plataforma Digital Multimídia da Revista Opiniões

índice

EDITORIAL DE ABERTURA: 10. Bento Albuquerque, Ministério de Minas e Energia CONCORRÊNCIAS E PARCERIAS: 14. Roberto Rodrigues, Centro de Agronegócio da FGV 18. Daniel Costa Lopes, FS Energia MERCADO INTERNACIONAL: 20. Evandro Gussi, Unica OFERTA E DEMANDA DE CANA: 22. Tarcilo Ricardo Rodrigues, Bioagência VENDA DIRETA DE ETANOL: 26. Mário Campos Filho, Fórum Nacional e Siamig 28. Ana Helena Mandelli, IBP TRANSIÇÃO ENERGÉTICA: 32. Gustavo Spadotti A. Castro e José Dilcio Rocha, Embrapa Territorial BIOGÁS E BIOMETANO: 36. Cristian Prates Malevic, MWM 40. Alessandro Gardemann, Geo Biogás & Tech 42. Gustavo Bonini, Scania Latin America BIOELETRICIDADE: 44. Newton Duarte, Cogen 48. Marcelo Nishida, FG/A MERCADO DE CARBONO: 50. Martinho Seiiti Ono, SCA Etanol 52. Luciano Rodrigues, Unica MERCADO VIRTUAL: 56. Marcos Fava Neves, FEA-USP-RP e da EAESP/FGV-SP ENDIVIDAMENTO DO SISTEMAS: 58. Manoel Pereira de Queiroz, Banco Alfa e FIESP LOGÍSTICA: 60. Leandro Alves de Almeida, Logum Logística EMISSÕES DE CO2 64. Marcelo Antunes Gauto, USP/UNICAMP/UNESP

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áudios

Sua próxima viagem de carro Na sua próxima viagem de carro, pegue seu celular, entre no site da Revista Opiniões, escolha a edição recente desejada, folheie até esta página, ligue o rádio do seu carro, toque na foto do autor escolhido e ouça o primeiro artigo pelos controles do rádio do seu carro. Quando terminar, toque no segundo autor e assim por diante. Quando chegar no seu destino, provavelmente terá ouvido toda a revista. Se desejar ouvir o artigo numa outra língua, lido com voz nativa, localize o artigo desejado e toque na bandeira da língua que preferir. Além do português, estão à sua disposição os áudios em inglês, em espanhol, em francês e em alemão. Pelo fato do artigo ser traduzido e lido por robôs, poderá haver pequenas imperfeições. É lógico que você não precisa viajar para desfrutar desse conforto. O sistema também funcionará na sua mesa de trabalho, andando no parque, na esteira da academia, nas ruas congestionadas da cidade grande ou no sofá da sua Casa. Boa leitura ou boa audição, como preferir. ARTICULISTAS DESTA EDIÇÃO: 01. Bento Albuquerque, Ministério de Minas e Energia 02. Roberto Rodrigues, Centro de Agronegócio da FGV 03. Daniel Costa Lopes, FS Energia 04. Evandro Gussi, Unica 05. Tarcilo Ricardo Rodrigues, Bioagência 06. Mário Campos Filho, Fórum Nacional e Siamig 07. Ana Helena Mandelli, IBP 08. Gustavo Spadotti A. Castro e José Dilcio Rocha, Embrapa Territorial 09. Cristian Prates Malevic, MWM 10. Alessandro Gardemann, Geo Biogás & Tech 11. Gustavo Bonini, Scania Latin America 12. Newton Duarte, Cogen 13. Marcelo Nishida, FG/A 14. Martinho Seiiti Ono, SCA Etanol 15. Luciano Rodrigues, 44 16. Marcos Fava Neves, FEA-USP-RP e da EAESP/FGV-SP 17. Manoel Pereira de Queiroz, Banco Alfa e FIESP 18. Leandro Alves de Almeida, Logum Logística 19. Marcelo Antunes Gauto, USP/UNICAMP/UNESP

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Aqui não tem Agora também para adensamento de 4 ruas em espaçamento alternado.

www.fcntecnologia.com.br +55 19 99604-0736 • +55 19 98159-0609 Rua Antonio Frederico Ozanan, 2293 13417-160 - Piracicaba - SP

milagre, tem tecnologia ! O que pode ser mais agradável para um produtor do que ouvir a seguinte frase: " Você pode dobrar a sua produção e baixar seus custos pela metade " Essa é a solução ideal para áreas com produtividade abaixo de 60 toneladas por hectare. A lógica é muito simples. A operação é aplicada em ruas alternadas. O equipamento faz o corte da cana de ambas as ruas e empurra a cana cortada para as duas ruas laterais. O trabalho a ser feito pela colhedora passa a ser: cortar da rua que ainda está de pé e recolher, na mesma operação, a cana já cortada pelo equipamento CORT-I-CANA, que recebeu o apelido muito próprio de "engordador de rua".

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Esta operação reduz o trabalho da colhedora pela metade, colocando o dobro da cana no elevador. Outra vantagem: para fazer o posicionamento de retorno, a colhedora passa a ter um raio de curva 3 vezes maior, reduzindo o número de manobras, o tempo, a complexidade dos movimentos e o pisoteio. Em função da sua produtividade, um "engordador " atende a duas colheitaderas. Assim, seu uso dobra ou triplica a massa de cana colhida. O CORT-I-CANA, copia o relevo do solo – independente da ação do operador – permitindo corte bem rasos, e auxilia na abertura de aceiros de colheita evitando o esmagamento da cana. O TCH limite para adensamento passa a depender da capabilidade da colhedora, pois a mesma passará a enfrentar um canavial com TCH dobrado. O uso de tratores com piloto automático facilitará sobremaneira a operação em áreas georeferenciadas. Temos agora também uma opção para o adensamento de 4 ruas em espaço alternado. O que você acha da ideia de ligar agora para a FCN e pedir uma visita? Se desejar se adiantar, solicite o envio de uma Planilha de Pay-back pelo e-mail Felix@fcntecnologia.com.br. Agora, aperte o botão do Play da página ao lado e assista ao vídeo que mostra a CORT-I-CANA em ação. Aguardamos seu contato.

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editorial de abertura

corrida em direção a uma economia de baixo carbono é irreversível e urgente para alcançar o compromisso de limitar o aumento da temperatura média global em menos de 2 ºC, acima dos níveis pré-industriais, e de envidar medidas para restringir o aumento a 1,5 ºC. Tal compromisso, assumido pelo Brasil e mais 188 países no âmbito da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas, possui força mandatória em nossa ordem jurídica interna. Desse modo, ainda que o Brasil seja, historicamente, referência no uso de fontes renováveis, a política energética brasileira continua sendo aprimorada, com vistas a reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE), bem como preservar a segurança energética, a partir do uso estratégico dos recursos nacionais.

As empresas do setor de petróleo, inclusive, têm revisto suas estratégias e seus planos de negócios em virtude das restrições ambientais cada vez maiores no mundo, que impulsionam a redução do uso de combustíveis fósseis. Nesse sentido, a visão estratégica dos mercados de combustíveis veiculares e de biogás, no médio e longo prazo, está alinhada ao planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME), que tem como um de seus objetivos estratégicos formular políticas e viabilizar medidas para assegurar o atendimento pleno às necessidades inerentes ao suprimento de recursos energéticos. O referido objetivo estratégico coaduna-se com iniciativas relevantes para o desenvolvimento do setor, como a Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio), instituída pela Lei número 13.576, de 26 de dezembro de 2017.

Bento Albuquerque

Ministro de Estado do Ministério de Minas e Energia

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A lógica por trás do RenovaBio, que premia a produção mais eficiente, cria o cenário adequado para o aproveitamento de vários tipos de matérias-primas, com destaque para os resíduos de processos diversos. A produção de energia em larga escala a partir de resíduos, alinhada à redução de intensidade de carbono da matriz energética brasileira, é, sem dúvidas, o lugar aonde se quer chegar. Isso porque esse tipo de energia possui mínima pegada de carbono e ainda contribui para outro enorme desafio brasileiro: a gestão de resíduos urbanos e da agropecuária. Devido à elevada produção agroindustrial, o Brasil possui o maior potencial de produção de biogás a partir de resíduos do mundo, como os provenientes da produção de etanol. A previsão de crescimento para o mercado de etanol é bastante

acentuada. A oferta total do biocombustível terá progressão a uma taxa de 3,3% ao ano, alcançando 46 bilhões de litros em 2030, conforme projeções da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Junto com esse crescimento acentuado, aumentam em igual proporção os resíduos do setor, como a vinhaça, a torta de filtro e a palha, que possuem enorme potencial para produção do biogás, a partir da digestão anaeróbica de matéria orgânica. O biogás também pode ser proveniente de aterros sanitários, de lodo de esgoto e de biodigestores dedicados à digestão de resíduos orgânicos comerciais. Por sua vez, pode ser utilizado na geração de energia elétrica, cogeração e ainda purificado a biometano para injeção na rede de gás ou para uso veicular, em substituição à gaso; lina e ao óleo diesel.

a visão estratégica dos mercados de combustíveis no médio e longo prazo 11

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editorial de abertura O planejamento estratégico nessa direção vem sendo executado no Brasil. O programa Novo Mercado de Gás, que culminou na publicação da Lei 14.134, de 8 de abril de 2021, a Nova Lei do Gás, deu tratamento equivalente ao gás natural para qualquer gás que não se enquadre na definição legal, mas que atenda às especificações estabelecidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Isso significa que o biometano, biogás purificado para uso combustível, enquadra-se e beneficia-se de todos os dispositivos da nova lei. Ainda no mesmo sentido, em março deste ano, o Governo Federal criou linhas de crédito para o mercado de biometano e instituiu o conceito de “crédito de metano” para incentivar investimentos no setor. O biocombustível foi também incluído no Regime de Incentivos Fiscais para o Desenvolvimento da Infraestrutura, o REIDI. A inserção do biometano nesse regime contribui para a construção de novas plantas para a produção do biometano e, consequentemente, a instalação de corredores verdes para abastecimento de veículos pesados. O total de investimento previsto é superior a R$ 7 bilhões, com potencial de geração de 6.500 empregos na construção e operação das novas unidades. Outro programa que consagra nossos potenciais e diferenciais competitivos é o Combustível do Futuro, que visa ao aumento na utilização de combustíveis sustentáveis de baixo carbono a partir da integração de políticas públicas afetas ao tema e do estímulo à inovação e ao desenvolvimento da tecnologia veicular nacional. Por falar em diferencial competitivo brasileiro, o mercado dos combustíveis veiculares perpassa pela eletromobilidade. No Brasil, considerando a enorme expertise em agroenergia, os veículos movidos a célula combustível de etanol ou biogás certamente apresentam um grande potencial. A vantagem é que o Brasil já possui a infraestrutura de produção e distribuição do etanol consolidada, o que reduz a necessidade de investimentos para promover mudanças no sistema de abastecimento. O veículo híbrido também tem seu espaço garantido no leque de melhores opções veiculares no momento em que se busca, cada vez mais, melhoria de eficiência energética.

Opiniões Por fim, não se pode deixar de pontuar a importância do processo de abertura do mercado de combustíveis em curso no Brasil. A Petrobras comprometeu-se, junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), a vender oito de suas refinarias. Em 2021, a desconcentração do segmento de refino de petróleo avançou, reduzindo, de 99% para 82%, a participação da Petrobras no refino. Com a conclusão do processo de desinvestimentos da Petrobras, espera-se que a participação da empresa alcance cerca de 50%, ampliando a competição no setor e consolidando um ambiente de negócios mais favorável à realização de investimentos em infraestrutura. Dessa forma, o Governo Federal vem atuando, por meio da iniciativa Abastece Brasil, liderada pelo MME, no sentido de aprimorar o normativo regulatório do setor, tornando-o mais aderente ao novo cenário downstream, mais plural e dinâmico, tendo como pilares fundamentais a segurança jurídica e a previsibilidade, condições indispensáveis para os desejáveis investimentos em produção, armazenagem e movimentação de combustíveis. A construção dessa nova estrutura contribui para o fortalecimento de alicerces, bem como para a integração e a complementação dos mercados de combustíveis fósseis e biocombustíveis, com vistas a suportar a demanda pujante do setor de transportes no médio e longo prazo e, ao cabo, proteger os interesses dos consumidores brasileiros, princípios e objetivos da Política Energética Nacional esculpidos na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 (Lei do Petróleo). Destarte, pode-se concluir que o mercado brasileiro de combustíveis veiculares continuará crescendo em bases sustentáveis. A integração de políticas públicas, direcionando a produção e o uso de biocombustíveis, cada vez mais eficientes na matriz de transportes, e o uso estratégico dos recursos energéticos nacionais certamente são peças fundamentais para manter o Brasil como protagonista internacional em bioenergia, contribuindo ainda para o desenvolvimento ambiental, econômico e social, a partir da redução das emissões de carbono, geração de riquezas, empregos, renda e oportunidades para o Brasil. n

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concorrências e parcerias

grãos e cana-de-açúcar:

concorrência por terras

Nos últimos anos, tem crescido a “disputa por terras” entre canaviais e grãos, especialmente soja e milho. A melhor remuneração pela produção dos grãos tem sido o fator determinante dessa disputa, que aquece os custos de arrendamento de terras por parte das usinas e/ou de fornecedores de cana que gostariam de ampliar suas áreas de cultivo. Entre as justificativas para isso, o que mais chama a atenção é o desenvolvimento tecnológico. Nos últimos 15 anos, a produtividade por hectare dos grãos cresceu bem mais que a da cana. Soja teve um desenvolvimento de 2% por ano, milho, de 2,7%, e a cana ficou estável. Em boa parte, porque os mercados cresceram mais para os grãos, sobretudo por causa da demanda de proteína animal dos países emergentes ou em desenvolvimento, em especial na Ásia. As populações desses países e sua renda per capita aumentaram mais que as dos ocidentais, de

modo que o consumo de carnes (bovina, suína, de aves e, mais recentemente, de pescado) cresceu mais do que o consumo de açúcar. Esse fato exigiu a expansão da área plantada com soja e milho para a indústria de rações. Nos últimos 30 anos, saltamos de 9,6 milhões de hectares de soja para 39,2 milhões, um crescimento de 309%. No caso do milho, a tecnologia da segunda safra, antiga safrinha, que hoje responde por três quartos do volume produzido, foi ainda mais notável: de 1 milhão de hectares, fomos para 15 milhões. E a cana saltou de 4,2 milhões de hectares para 10,0 milhões, ou apenas 136% a mais. Aliás, a prática da segunda safra é relativamente recente, quase inteiramente desenvolvida neste século XXI, mas foi espetacular. Variedades mais precoces de soja permitiram a ampliação da “janela” para a segunda safra de milho, bem como para o trigo e outras culturas de inverno, como aveia, centeio, sorgo. Até mesmo o algodão passou a ser cultivado como segunda safra, depois da soja. Esse fator ainda deu outro salto com o lançamento do programa de Integração Lavoura-Pecuária em 2005: os agricultores plantam a soja em setembro/outubro, colhem em fins de janeiro, e plantam milho junto com sementes de pastagem em seguida. Depois de colhido o milho, o pasto cresceu, e o mesmo terreno serve para engorda de gado e consequente produção de carne.

Um dos pontos a ser considerado é o de ampliar a renda do fornecedor de cana, com a revisão do Consecana. Por mais amor que ele tenha pelos canaviais, em algum momento, poderá mudar de atividade. "

Roberto Rodrigues Coordenador do Centro de Agronegócio da FGV

Opiniões Em suma, até 3 “cultivos” no mesmo ano, 3 faturamentos, enquanto a cana fica 5, 6, 7 anos ou mais no terreno onde foi plantada como cultura única. O seu custo de plantio por hectare é muito maior que o dos grãos, embora feito uma vez só por todo o ciclo. Mas o tratamento anual das soqueiras tem um custo por hectare aproximado ao do plantio de grãos. Com todos esses fatos, o mercado de grãos ficou muito dinâmico, com grande quantidade de empresas fornecendo insumos (sementes, fertilizantes, defensivos, máquinas e equipamentos) de forma competitiva. Feiras agropecuárias espalhadas pelo País todo, a partir do exitoso modelo da Agrishow, que acontece em Ribeirão Preto desde 1994, expõem anualmente inovações tecnológicas estimulantes, e os produtores rurais as incorporam rapidamente, sempre melhorando a performance e o faturamento. E, na outra ponta, dezenas de tradings multinacionais ou brasileiras, indústrias de transformação e cooperativas eficientes se encarregam de comprar os produtos em um cenário de preços determinados por Chicago e suportados por um câmbio que tem sido favorável ao exportador. Há, portanto, um mercado trepidante e cheio de variáveis que exige do agricultor um conhecimento atualizado de tudo o que acontece, inclusive quanto a políticas públicas, para tomar decisões adequadas a todo momento. Pode, inclusive, decidir a hora de vender sua safra ou estocá-la, à espera de melhor remuneração. Os dados a esse respeito são impressionantes. Há 15 anos, foram exportados, em grandes cifras, 9,3 bilhões de dólares com o complexo da soja e 7,8 bilhões de dólares com o complexo sucroalcooleiro. No ano passado, foram 48 bilhões de dólares com a soja, 417% a mais, e 10 bilhões de dólares com os derivados de cana, só 32% a mais. Os preços reais também subiram mais nos grãos do que na cana. No caso da cana, sequer existe mercado. O produtor de cana só pode vender sua safra para uma unidade industrial que fique a uma distância economicamente viável. E o preço é determinado pelas informações que a unidade industrial oferece para os cálculos do Consecana. Que é um excelente modelo para as demais cadeias produtivas serem mais equilibradas, com os preços variando em função do produto final. No entanto, o Consecana carece de revisão, modernização. Desde sua instituição, logo após o Plano Collor extinguir o IAA, muita coisa mudou em tecnologia e na diversificação

dos produtos industriais obtidos a partir da cana, como é o caso da eletricidade em cogeração. A ideia de revisão do Consecana existe desde sua criação, mas isso nunca acontece, em detrimento dos produtores de cana independentes, o que é outro elemento a considerar na disputa por terras. E tem ainda um novo componente, que é o etanol de milho. A competitividade do etanol de milho em relação ao de cana tem permitido uma valorização adicional do milho no mercado interno. O aumento do número de indústrias de etanol de milho tende a tomar ainda mais terra para o nobre cereal, especialmente onde é possível fazer duas safras de grãos (soja e milho). Finalmente, há a questão da interferência governamental nos preços dos combustíveis, como aconteceu no desastrado governo Rousseff. Para impedir a explosão da inflação, naquele governo, a Petrobras vendia gasolina importada por um preço menor do que tinha pago lá fora. Isso destruiu o valor da Petrobras, mas também afetou duramente o setor sucroenergético devido à paridade do etanol em relação à gasolina. Houve uma perda de renda generalizada na área industrial, e isso influiu negativamente no desenvolvimento tecnológico canavieiro. Claro, sem renda, ninguém investe em novas tecnologias, a não ser naquelas que reduzam custos. Por isso, enquanto as inovações no segmento graneiro avançaram vigorosamente – com novas variedades de soja, milho e algodão sendo lançadas todos os anos, aumentando a produtividade agrícola e reduzindo custos –, a cana ficou parada, com poucas modernizações. Muita água vai ainda “rolar debaixo dessa ponte”. Com certeza os preços dos grãos, superinflacionados por causa da pandemia, cairão no futuro, resgatando parte da vantagem comparativa que a cana teve no passado, e reduzindo essa disputa por terras. Mas pode ser que eles não voltem tanto, e esse resgate pode demorar a acontecer. Enquanto isso, a demanda por milho para etanol continuará crescendo internamente. Por todas essas razões, pelo menos dois pontos deveriam ser considerados pelo setor: o primeiro é investimento pesado em tecnologia, que permita inovações capazes de melhorar a competitividade da cana com os grãos. E o segundo é ampliar a renda do fornecedor de cana, com a revisão do Consecana. Por mais amor que ele tenha pelos canaviais, em algum momento, poderá mudar de atividade. n

Localização dos leitores da Revista Opiniões, Tem muita gente analisando o seu artigo, o

Áreas de interesse: Edição Sucroenergética: • Cana • Milho • Sisal • Açúcar • Etanol • Biogás • Biometano • Bioeletricidade • Carbono Edição Florestal: • Celulose • Papel • Carvão • Siderúrgia • Painéis • Madeira • Produtos não-madereiros

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Fonte: Google Analytics

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concorrências e parcerias

etanol de milho: alimento e energia A adesão à agenda verde se tornou imperativa para a economia mundial, que mira na transição da matriz energética baseada na produção circular de energia e no uso de tecnologias limpas e sustentáveis. Há um movimento global que busca valorar e unificar os mercados de carbono como ferramentas para precificar as emissões e impulsionar o investimento público e privado para a transição energética. Nesse contexto, os biocombustíveis contribuem para o cumprimento dos acordos assinados pelo Brasil junto à comunidade internacional e, sobretudo, se apresentam como uma oportunidade de desenvolvimento socioeconômico para o País. A nova ordem econômica propõe um modelo de desenvolvimento que leve em conta segurança nutricional, planejamento do uso da terra, estratégia para a diminuição da pobreza e um novo mercado para produtos agrícolas, com redução dos impactos ao meio ambiente. A cadeia produtiva do etanol de milho se alinha perfeitamente a essa proposta, uma vez que está estruturada num sistema integrado de produção de alimento e energia, altamente sustentável. Estudos mostram que o Brasil pode se tornar não somente um grande fornecedor mundial de etanol, mas principalmente de tecnologia, considerando fontes como milho e bagaço, além da cana. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) estima que a produção de etanol deverá crescer 35% até 2029. E o milho é o grande impulsionador desse crescimento.

Se tudo se materializar, conforme o previsto, estocaremos 400.000 toneladas de carbono a 2 km de profundidade do solo, reduzindo nossa pegada de carbono em 30gCO2/MJ, o que nos colocaria em uma posição de combustível carbono negativo. "

Daniel Costa Lopes Vice-presidente de Sustentabilidade e Novos Negócios da FS Energia

A produção de etanol de milho saltou de 37 milhões de litros na safra de 2013/2014 para uma projeção de 4,2 bilhões de litros na safra 2022/2023. E a expectativa é atingir a marca de 10 bilhões de litros em 2030/2031. Na safra 2022, a oferta de milho no País poderá atingir 124,185 milhões de toneladas, de acordo com a consultoria Safras & Mercado ─ um acréscimo de 23% em relação à temporada 2021. Já o consumo total deve chegar a 114,557 milhões de toneladas, superando os 96,941 milhões de toneladas da temporada anterior. É nessa conjuntura que o milho, como matéria-prima para a produção do biocombustível, vem se consolidando no mercado nacional. A expansão do segmento de etanol de milho no Brasil, que começou há cerca de 5 anos, e continua, com o surgimento de novas plantas dedicadas exclusivamente à geração de etanol por meio do cereal (full) ou a ampliação daquelas que processam cana-de-açúcar, mas usam o milho na entressafra (flex). Primeira usina de etanol brasileira que utiliza milho em 100% de sua produção, a FS, que iniciou sua operação em 2017, traz em seu DNA os valores da economia verde. Num ciclo fechado, a companhia tem como atividade principal o etanol, mas também desenvolve produtos para nutrição animal, produz óleo de milho e gera bioenergia, comercializando o excedente.

Opiniões A produção inicial de 280 milhões de litros saltou para 1,40 bilhão de litros em cinco anos. Nossa missão é expandir para novas fronteiras o fornecimento de energia e alimentos, de modo escalável e sustentável, com excelência e agilidade na execução, tendo como visão nos tornarmos o maior produtor de combustível carbono negativo do mundo. A terceira unidade da empresa, localizada em Primavera do Leste (MT), está em construção. A planta vai gerar uma média de 8 mil empregos indiretos durante as obras e 500 empregos diretos e indiretos quando estiver operando. A inauguração está prevista para 2023, e a capacidade total de produção será de 585 milhões de litros de etanol/ano. O investimento é de aproximadamente R$ 2,3 bilhões. Os planos de expansão da empresa incluem ainda outras três unidades industriais no estado do Mato Grosso, o que a fará atingir a marca de capacidade produtiva de 5 bilhões de litros de etanol por ano, aproximadamente. É indiscutível que a consolidação do segmento de etanol de milho trouxe vários benefícios para o Brasil. O primeiro deles foi o estímulo da produção de milho no Centro-Oeste do País, que promoveu o desenvolvimento na região. Importante destacar também que 99% da produção de etanol de milho da FS é resultado da plantação de milho de segunda safra, o que torna esse biocombustível ainda mais sustentável, uma vez que se maximiza o uso de áreas agrícolas já abertas. Além disso, o milho garante produção durante 355 dias do ano. Com a armazenagem do cereal, conseguimos produzir etanol em períodos que não teríamos combustível se dependêssemos só da cana. Ou seja, o milho é o complemento perfeito para a cana na matriz de combustíveis, pois permite ao consumidor ter etanol na bomba o ano todo. Além do combustível, as usinas desenvolvem produtos para a nutrição animal e promovem cogeração de energia, com a venda dos excedentes. Para completar, as cinzas geradas no processo produtivo são misturadas com dejetos de aves e se transformam em adubo orgânico que volta para o campo como um fertilizante orgânico.

O futuro Programas e mecanismos para venda e compra de créditos de carbono, como o instituído no Brasil pelo RenovaBio, são eficientes para motivar o investimento na redução de emissões e sequestro de carbono. Esse tipo de mercado está mais amadurecido na Europa, nos Estados Unidos e em outros países. Instituições alinhadas à Agenda 2030 devem seguir essa tendência, estabelecendo legislações para incentivar a descarbonização da economia. Nesse cenário, a FS trabalha para ter um papel cada vez mais relevante, ampliando a sua capacidade de geração de créditos de carbono. A produção de etanol de suas indústrias, incluindo a terceira planta, em construção, podem evitar emissões de quase 3 milhões de toneladas de carbono por ano. Esse número equivale a deixar de queimar 1,8 milhão de toneladas de carvão mineral. Trata-se de uma contribuição importante para o combate ao aquecimento global. Cada vez que se usa um litro do etanol, há uma redução de 80% de emissão de carbono, na comparação com a gasolina. Dentre as 220 usinas de etanol do Brasil, a planta de Lucas do Rio Verde, da FS, está em primeiro lugar (em consulta pública) em termos de pegada de carbono, com uma intensidade de carbono de 17 gCO2/MJ. Mas a empresa quer ir além. Estamos trabalhando para instalar um processo de captura e estocagem de carbono na planta de Lucas até 2024. Se tudo se materializar, conforme o previsto, estocaremos 400.000 toneladas de carbono a 2 km de profundidade do solo, reduzindo nossa pegada de carbono em 30gCO2/MJ, o que nos colocaria em uma posição de combustível carbono negativo. Na mesma safra em que se planta soja, se planta o milho. A soja deixa nitrogênio no solo, e o milho se beneficia disso, como em uma relação simbiótica. A biomassa é predominantemente de florestas de eucalipto plantadas que estocam carbono no solo, diferente de outros países que usam combustível fóssil. O mundo todo aposta na eletrificação dos carros. Porém, o Brasil já tem um combustível verde, estabelecido em escala, com carros prontos para serem abastecidos. E, por isso, caminhamos para uma matriz energética brasileira cada vez mais sustentável, seja com o uso de carros flex, híbridos ou elétricos com células de combustível alimentadas por etanol. O etanol de milho faz parte dessa história, pois permite a geração de combustível renovável em um sistema integrado à produção de alimentos, proporcionando ganhos ambientais, sociais e econômicos. n

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mercado internacional

a expansão internacional do etanol como

solução de baixo carbono

Ao longo da história, o etanol tem sido estratégico em situações adversas. Basta dizer que seu primeiro grande salto no Brasil se deu com o Proálcool, principalmente para garantir o abastecimento em um cenário de escassez. Contudo, sua principal característica foi percebida apenas décadas depois: em um mundo aflito pelos efeitos das mudanças climáticas, percebeu-se que o etanol era capaz de reduzir até 90% das emissões de gases de efeito estufa (GEE), contribuindo, assim, para a mobilidade sustentável. Tudo isso ganhou ainda mais sentido a partir do Acordo de Paris.

Na 21ª Conferência do Clima, em 2015, tornou-se evidente que as ações para reduzir o aquecimento global abrangeriam, necessariamente, a descarbonização do setor de transportes, responsável por quase 25% das emissões. Nessa perspectiva, a experiência consolidada do Brasil, em mais de 40 anos com o etanol, apresenta não apenas uma alternativa energética à gasolina, mas uma solução viável e eficiente para uma das maiores demandas globais – a mitigação da crise climática. A mistura de etanol na gasolina, quando adotada por meio de políticas públicas claras e de longo prazo, pode proporcionar diminuição imediata das emissões no setor automotivo. Ao lado da sua contribuição para evitarmos o aquecimento global, o etanol também proporcionou uma bem-sucedida experiência para o controle das emissões de poluentes. É conhecida a sua contribuição, por exemplo, para que a cidade de São Paulo, quarta mais populosa do mundo, seja hoje uma das metrópoles com o menor nível de poluição atmosférica.

devemos considerar o potencial da África como a nova fronteira para o etanol no mundo. Com incentivos institucionais adequados, países com forte tradição na produção de açúcar podem desenvolver um programa bem-sucedido para a produção do biocombustível. "

Evandro Gussi Presidente da Unica - União da Indústria de Cana-de-açúcar

Opiniões Em 2021, a cidade ocupou o 1.779º lugar na lista da IQAir, plataforma que monitora e ranqueia a qualidade do ar dos municípios ao redor do globo. De volta ao tema dos GEE, a presença de 27% do biocombustível na gasolina brasileira garante a redução de 15% nessas emissões. Já o etanol hidratado emite até 90% menos CO2 do que o combustível fóssil. Atualmente, cerca de 46% do consumo de combustível para o ciclo Otto é suprido por etanol, graças à tecnologia flex fuel, presente no País desde 2003. Em consequência, o uso do etanol no País evitou, nas duas últimas décadas, que mais de 600 milhões de toneladas de CO2eq fossem lançados na atmosfera. Esse volume representa emissões anuais somadas da Argentina, Venezuela, Chile, Colômbia, Uruguai e Paraguai. A título de ilustração, para atingir a mesma economia de CO2eq, seria preciso plantar mais de quatro bilhões de árvores nativas nos próximos 20 anos. Diante dessas evidências, o Reino Unido decidiu, no ano passado, ampliar a mistura de etanol à gasolina de 5% para 10%, e mais de 60 países adotam ações semelhantes visando melhorar a qualidade do ar. Com um número cada vez maior de países consumindo e produzindo biocombustíveis, temos a oportunidade de transformar o etanol em commodity. Por isso a importância das ações que estimulem os programas nacionais, o que permitiria maiores ganhos de escala, tanto na produção quanto na segurança energética de baixo carbono. Em 2020, iniciamos uma intensa cooperação técnica com a Índia. Desde então, o governo indiano autorizou a venda de etanol puro (E-100) nos postos de combustíveis. Também antecipou em cinco anos, para 2025, a meta de 20% de mistura de etanol no combustível, coroando a sólida parceria que temos desenvolvido com o país asiático. Com a medida, o consumo de etanol na Índia deve se aproximar de 6 bilhões de litros por ano, com um incremento de 4,11 bilhões de litros se comparado com o consumo atual, tomando como base os dados do EIA (U.S. Energy Information Administration). A decisão da Índia é um passo fundamental para a consolidação do

programa no país, gerando benefícios ambientais, econômicos e de saúde pública. Também configura importante conquista no esforço de globalização do etanol, para o que temos nos empenhado, apresentando, em conferências e missões internacionais, o potencial do biocombustível e de suas externalidades positivas. Passado o período mais preocupante da pandemia por Covid-19, seguimos ampliando o conhecimento sobre o etanol em diversos países. Da Ásia aos nossos vizinhos da América Latina. Demos início, em fevereiro, aos preparativos para uma importante missão para a Guatemala, com o objetivo de promover a produção e o consumo do etanol, como alternativa já testada e economicamente viável para a descarbonização do transporte. A agenda está avançando no país. E seguimos o debate no Sustainable Mobility: Ethanol Talks Guatemala, evento promovido em parceria com a APLA, APEX e MRE, para discutir o biocombustível, a exemplo da cooperação com a Ásia. Em seguida, partiremos para outros países da América Latina, pois queremos contribuir para a oferta de alternativas sólidas para a redução de emissões de GEE. Nesse contexto, as melhores tecnologias devem ser selecionadas de acordo com as características de cada região: potencial de produção, disponibilidade de infraestruturas, geração de emprego, condições econômicas, entre outros. Nesse sentido, devemos considerar o potencial da África como a nova fronteira para o etanol no mundo. Com incentivos institucionais adequados, países com forte tradição na produção de açúcar podem desenvolver um programa bem-sucedido para a produção do biocombustível. Além de gerar mais empregos e renda no campo, a atividade reduziria a dependência dos combustíveis fósseis e melhoraria a balança comercial, seja pela redução das importações de derivados de petróleo ou por meio das exportações do etanol excedente. Esse cenário aponta um processo de grandes avanços nos próximos anos. Temos espaço para a cultura do “e”, da soma de fontes energéticas renováveis e de diferentes rotas tecnológicas, em lugar de “a ou b”. A redução de emissões de CO2eq é um desafio global, e teremos que dispor de todas as tecnologias para atingir esse objetivo. n

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oferta e demanda de cana

como ajustar a oferta

de cana às crescentes demandas de

etanol e açúcar

Mais um grande desafio se impõe ao setor sucroalcooleiro para os próximos anos. As demandas pelos nossos principais produtos, que há décadas estavam de alguma forma contidas, começam a dar sinais de extrema vitalidade, em meio a enormes transformações em toda a sociedade, que busca uma forma de vida equilibrada e se preocupa cada vez mais com o meio ambiente. Todo o peso da forte expansão setorial a que assistimos entre 2005 e 2010, impulsionada por uma liquidez de crédito poucas vezes vista em nossa história recente, nos colocou em uma situação bastante difícil, pois houve uma frustração do crescimento da demanda de etanol, principalmente do mercado internacional. O ciclo negativo foi impulsionado pelas intervenções governamentais no mercado interno de combustíveis na década seguinte, que causaram grandes perdas ao setor, algumas das quais irreversíveis.

Esse período, posterior ao crescimento acelerado – quando inauguramos mais de 100 novas unidades produtoras –, foi uma batalha de sobrevivência e uma busca pela reorganização de muitas unidades produtoras, que estagnaram o crescimento da produção de cana até os dias atuais. Sem o sonhado mercado de etanol, a produção desaguou de forma desordenada para o mercado de açúcar, fazendo com que, por um longo período, os preços ficassem abaixo dos custos de produção. O lado positivo dessa história é que um dos maiores ativos do setor, a frota de veículos flex, não só foi preservada, como também continuou a sua expansão. Tivemos um período de crescimento da demanda de combustíveis, principalmente de gasolina, alavancada pelo

Enquanto a demanda de etanol parece estar mais sedimentada, com um horizonte mais previsível em comparação com décadas passadas, o açúcar ainda se mostra inserido em um mercado imperfeito, com todos os elementos que o caracterizam. "

Tarcilo Ricardo Rodrigues Diretor da Bioagência

Opiniões controle artificial de preços realizado pelo governo sobre os derivados de petróleo, como forma de política macroeconômica para contenção da inflação. Essa intervenção gerou perdas expressivas não só para a Petrobras, mas, de forma indireta, limitou a recuperação dos preços do etanol e grandes perdas foram sentidas em todo o setor sucroalcooleiro. Em meados da década passada, o Brasil entrou em um período de recessão do crescimento econômico, que impactou o consumo de combustíveis, fato que se arrasta até hoje. Quando havia uma perspectiva de recuperação, fomos atropelados por uma pandemia de escala global, que nos fez recuar de forma drástica o consumo: restrição da mobilidade imposta pela pandemia. Em nossas usinas, herdamos uma capacidade ociosa bastante relevante nas fábricas de açúcar e etanol, o que, apesar do seu custo, contribuiu para ajustarmos a produção na direção dos mercados mais rentáveis nos últimos anos. Essa capacidade da indústria retardará um pouco os investimentos necessários ao atendimento da demanda, concentrando os esforços na recuperação agronômica.

É sempre importante revisitarmos esses fatos que nos trazem até os dias de hoje, para que possamos compreender a complexidade que é ajustarmos as expectativas de todos os agentes da cadeia, para atingirmos um crescimento robusto e duradouro. Hoje, estamos melhor do que há duas décadas, quando iniciamos o 2º ciclo de crescimento setorial, depois da criação do Proálcool, em 1976. Temos uma lei, que norteia e regula a participação dos biocombustíveis na matriz de transporte de veículos leves em nosso país, e isso pode ser o grande diferencial de um crescimento sustentável nas próximas décadas. Fica latente, pela experiência passada, a importância de um marco legal, regendo a política nacional de biocombustíveis, uma vez que o combustível renovável compete de forma direta, nas bombas, com a gasolina, extraída de uma commodity mineral, sujeita a fatores geopolíticos internacionais, cartéis de produção, políticas distintas de cada País, moedas e demais fatores que contribuem para formar o seu valor de venda, independente ; de seus custos.

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oferta e demanda de cana Essa volatilidade do nosso principal produto competidor torna necessária a regulação da participação dos biocombustíveis em nossa matriz energética pela sua característica de ciclos, restrições climáticas, competição com outras culturas, restrições de ambientes de produção, comuns às commodities agrícolas. Estamos no caminho certo. A regulação, que está entrando em seu terceiro ano de implementação, mostra-se robusta e consistente, precisando apenas de pequenos ajustes para que os seus objetivos sejam alcançados e tenham um importante papel na redução de emissões, mitigando as mudanças climáticas que não são mais peças de ficção, mas uma realidade que nos assombra, exigindo soluções imediatas e sem retorno. O caminho é longo, mas, dessa vez, temos a demanda devidamente direcionada, que nos faz focar no outro lado dessa equação, para atendermos a essas demandas, que exigirão pesados investimentos em todos os processos de produção dos biocombustíveis e do açúcar ao longo das próximas décadas. Enquanto a demanda de etanol parece estar mais sedimentada, com um horizonte mais previsível em comparação com décadas passadas, o açúcar ainda se mostra inserido em um mercado imperfeito, com todos os elementos que o caracterizam. Possuímos barreiras tarifárias e não tarifárias nos principais mercados consumidores, sendo algumas delas travestidas de certificações ambientais. Grandes países produtores derramam enormes recursos na forma de subsídios agrícolas, distorcendo a oferta do produto, associado a um mercado em transformação pela busca de uma alimentação saudável e demais mudanças de hábitos alimentares, embora o açúcar ainda seja uma fonte de energia barata e acessível, sustendo os níveis de crescimento da demanda. Nesse cenário, o Brasil deverá manter sua participação de mercado, assumindo a função de ser o regulador, uma vez que a capacidade de mover a produção entre etanol e açúcar poderá ser um importante aliado para contrabalancear os excessos advindos de climas favoráveis ou de políticas de subsídios em desalinho com os preços de mercado. O setor de açúcar, que já cresceu no passado a taxas acima de 1,5% ao ano, agora caminha para crescimentos mais modestos, ao redor de 1% ao ano. Para um mercado de 180 milhões de toneladas, é um volume ainda

Opiniões expressivo a ser ofertado de forma contínua. Nos próximos dez anos, o Brasil conquistará uma demanda adicional próxima de 11 milhões de toneladas de açúcar, equivalentes a 80 milhões de toneladas a mais de cana a serem processadas. As metas do programa RenovaBio visam à redução das emissões de CO2 de nossa matriz de transporte de veículos leves e já está definida para os próximos 10 anos. Essa redução de emissões está lastreada na necessidade da emissão de 95 milhões de CBIOs, em 2031, que serão gerados pela comercialização do biodiesel e principalmente do etanol combustível. Hoje, a comercialização de todos os tipos de etanol, das diversas fontes de produção, corresponde a 89% das emissões de CBIOs, e, portanto, serão responsáveis pela geração de 84 milhões de CBIOs em 2031. Prevendo um aumento da participação da produção de etanol de milho dos atuais 15% para 20% do total dos biocombustíveis, ainda precisaremos que 69% dos CBIOs a serem gerados sejam provenientes de etanol de cana. Será necessária a emissão de 65 milhões de CBIOs provenientes da produção de etanol de cana, que correspondem à produção de 50 milhões de m³. Para atingir essa meta, é exigido um acréscimo de 25 milhões de m³ sobre os volumes de produção atual, proveniente da cana-de-açúcar. Para suprir a produção adicional de etanol, precisaremos processar 305 milhões de toneladas de cana nos próximos 10 anos. Temos um desafio gigantesco pela frente. Somadas as necessidades de suprimento do mercado de açúcar e a demanda de etanol combustível originadas pelo programa RenovaBio, será necessário produzir mais 385 milhões de toneladas de cana à nossa produção atual. Rupturas tecnológicas fazem parte do nosso processo de produção e serão fatores decisivos a contribuir para o crescimento do setor, de forma sustentável. Os desafios para as áreas agronômicas e industrial estão lançados, e a consistente demanda será um grande incentivo para alcançarmos esses objetivos, o que posiciona, mais uma vez, o setor sucroalcooleiro como um dos pilares para o crescimento da nossa economia, tão fundamental à estabilidade social, além de se consolidar como um importante polo gerador de emprego e renda. n

A Rudolph Research Analytical supre a qualidade exigida pelo setor Sucroalcooleiro

Diretor Geral Rudolph Brasil Ulises Dominguez Mato (à esquerda) e Especialista de Produtos, Murilo Tossati Magalhães (à direita)

Clariﬁcante Octapol (11) 2275-0507 / (11) 2275-0599 / (11) 2577-0183 Rua Chapecó, 131 | São Paulo-SP | CEP: 04051-020

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venda direta de etanol

da usina para o posto de combustível O Brasil é o único país onde é possível abastecer um veículo com 100% de biocombustível de forma segura e eficiente. O etanol hidratado é produzido por mais de 350 unidades, em 23 estados e distribuído em todo o território nacional. 9 em cada 10 veículos rodando nas ruas e rodovias podem ser abastecidos com 100% de etanol. Os maiores estados produtores são também os de maior destaque no consumo, em função do maior diferencial de preços comparado à gasolina nessas localidades. Da produção até o tanque dos veículos, o etanol hidratado é o único produto que não sofre modificação, a não ser na sua forma aditivada, produto lançado há alguns anos por algumas distribuidoras de combustíveis. Tanto a gasolina quanto o óleo diesel vendidos pelas distribuidoras recebem uma mistura de biocombustível, etanol anidro e biodiesel, respectivamente, nas instalações das distribuidoras de combustíveis. Até 2021, todo o etanol hidratado comercializado pelas unidades produtoras passava por uma distribuidora antes

A venda direta é mais uma opção de comercialização que apenas começou, ainda precisa de amadurecimento regulatório e comercial, mas está dentro das melhores expectativas. "

Mário Campos Filho Presidente do Fórum Nacional Sucroenergético e da Siamig - Associação das Indústrias Sucroenergéticas MG

de chegar ao posto e, assim, ser comercializado para abastecimento dos veículos. Há, segundo a ANP, mais de 150 distribuidoras de combustíveis cadastradas no País, e são responsáveis pelo abastecimento dos postos dos mais de 5 mil municípios brasileiros. Elas dão escala e realizam toda a logística de abastecimento do País. Na greve dos caminhoneiros de 2018, o Brasil presenciou o colapso generalizado no abastecimento, em especial dos combustíveis, evidenciando a importância de todos os elos dessa cadeia. Da mesma forma, os postos de combustíveis completa a vasta e complexa cadeia, fazendo chegar até os consumidores os vários tipos de combustíveis. São eles que têm o contato com o cliente no momento do abastecimento e, com os veículos flex, passaram a ter importância muito grande na escolha do consumidor, seja nos avisos e advertências em placas nos postos, ou pela abordagem direta de pista.

Opiniões Portanto, unidades produtoras, distribuidoras, postos revendedores e, juntos com eles, todo o sistema de logística de transporte associado, desde a saída do etanol das usinas até a chegada aos postos, fazem parte dessa cadeia tão importante que propicia aos brasileiros a possibilidade, única no mundo, de abastecer os veículos com 100% de biocombustível. Esse modelo foi o responsável pela disseminação e oferta do etanol em todo o País. No entanto, precisamos reconhecer que o mercado mudou muito nos últimos anos. A produção de etanol cresceu em outras regiões, fora das tradicionais produtoras, juntamente com o desenvolvimento do País, principalmente nas grandes áreas do agronegócio. Novos players entraram no segmento de distribuição, com fortes investimentos em marketing para fixação das marcas. Além disso, algumas distribuidoras regionais se consolidaram nos seus mercados tradicionais. Os postos de combustíveis ganharam escala com a formação de grupos econômicos e começaram a criar estruturas de transporte para realizar a sua própria logística. Hoje, em termos de número, os postos sem bandeiras vinculadas às distribuidoras representam 46%, apesar de não representarem esse mesmo percentual do volume total de comercialização. Para regular todo esse processo, o Brasil possui uma agência reguladora, a ANP. Depois de anos de discussão, a venda direta – a comercialização de etanol hidratado diretamente entre uma unidade produtora e um posto revendedor sem bandeira, foi, enfim, regulamentada. Por dois momentos, uma em 2019 e outra em 2020, o CNPE opinou sobre o tema com o argumento do fomento à livre concorrência na atividade de abastecimento de combustível no Brasil, dando, inclusive, as diretrizes para a regulamentação da matéria. Em 2018, durante a greve dos caminhoneiros, o CADE divulgou um relatório com sugestões regulatórias em que constava a liberação da venda direta. No segundo semestre de 2021, duas medidas provisórias foram editadas (1.063 e 1.069), e, em outubro do mesmo ano, a ANP editou a Resolução nº 855, que adaptou a regulamentação a essa nova modalidade. No final de 2021, a medida provisória foi aprovada pelo Congresso Nacional, e, em janeiro de 2022, foi sancionada pela Presidência da República com alguns vetos, Lei 14.292/2022. Os vetos eram relacionados a uma questão envolvendo a presença de cooperativas de produção, e, após discussão e fechamento da questão, o governo editou nova Medida Provisória, 1.100, e, assim, retornou com parte do texto vetado, dando mais segurança jurídica ao modelo. A MP 1.100 ainda precisa ser aprovada pelo Congresso Nacional. O conceito da venda direta sempre foi muito bem acolhido, pois envolve a livre concorrência, possibi-

litando mais uma opção para postos e unidades produtoras. Contudo, a questão tributária sempre foi um entrave na discussão. A tributação do etanol envolve PIS/ Cofins, no âmbito federal, e o ICMS, com suas diferenças nas regulamentações e nas alíquotas, no âmbito estadual. Parte dos tributos são recolhidos pelas unidades produtoras e parte pelas distribuidoras. Indaga-se que, na eventualidade da venda direta, quem seria o responsável pelo recolhimento dessa parcela dos tributos? A proposta do Governo Federal sempre foi a monofasia tributária, com a concentração dos tributos na produção, algo sempre rechaçado pelo produtor de etanol, principalmente pelo receio comercial da dificuldade de repasse do aumento da carga tributária. Após anos de discussão, foi criado um modelo dual, que preserva o modelo tradicional de tributação, entre produtores e distribuidores, e, no caso da venda direta, o produtor ficaria responsável pelo recolhimento total dos tributos. Faltava apenas a regulamentação nos estados, que, desde meados do segundo semestre de 2021, vêm regulamentando e liberando as operações. Desde novembro/21, 22 unidades produtoras já realizaram venda direta para postos revendedores em 8 estados diferentes. De novembro a fevereiro, 16.295 m³ de etanol hidratado foram vendidos pelas unidades produtoras diretamente aos postos, um mercado crescente que atingiu, em fevereiro/22, 0,6% do mercado, com destaque para a região Nordeste, seguida da região Centro-Oeste. O setor sucroenergético sempre será favorável a soluções que aumentem a competitividade do etanol, em absoluta sintonia com as expectativas dos consumidores brasileiros, bem como em relação à geração de emprego e renda como também na questão ambiental, em que os biocombustíveis desempenham papel fundamental. A venda direta é mais uma opção de comercialização que apenas começou, ainda precisa de amadurecimento regulatório e comercial, mas está dentro das melhores expectativas. Será o mercado, o consumidor diretamente, o maior impulsionador desse processo. E assim deve ser. n

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venda direta de etanol

venda direta de etanol A iniciativa de venda direta de etanol hidratado do produtor aos clientes finais foi uma simplificação regulatória discutida profundamente na Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, atendendo à demanda trazida pelo CNPE - Conselho Nacional de Política Energética. Para alteração da regulação, o CNPE definiu diretrizes importantes, considerando a necessidade de manter o mercado organizado. A nova regulamentação deveria contemplar a isonomia concorrencial no aspecto tributário, a preservação da arrecadação de tributos de alíquota específica (ad rem) em relação à comercialização do etanol hidratado com distribuidores de combustíveis e a isonomia nas obrigações quanto aos padrões de qualidade do produto. Em janeiro deste ano, antes da finalização do processo regulatório e sem atentar às diretrizes do CNPE, foi sancionada a Lei 14.292/2022, que permite a venda direta de etanol hidratado por produtores e importadores para os postos revendedores e, ainda, no mês seguinte, publicada a Medida Provisória 1.100/2022, que promoveu ajustes na cobrança para contribuição do PIS/Pasep e Cofins incidentes na comercialização desse produto. Como motivadores desses movimentos: o incentivo à competição e a redução de preços ao consumidor final. A mudança na estrutura de entrega do produto, eliminando o elo de distribuição, teve como premissa a redução de custos. Estudos demonstram, porém, que somente as revendas próximas às usinas poderão se beneficiar

exige ajuste tributário de algum ganho logístico, o que corresponde a uma parcela muito pequena do volume total do etanol hidratado consumido no País – cerca de 11%. A maior parte dos postos revendedores seguirá se beneficiando do arranjo logístico feito pelas distribuidoras de combustíveis que entregam o produto aos postos de maneira otimizada, fracionada e compartilhada com outros combustíveis. Importante ainda destacar que os preços de comercialização são livres e ditados pelo mercado, não havendo garantia de repasse de eventuais ganhos aos consumidores finais. Na visão do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), a iniciativa da venda direta é positiva e vai na direção de um mercado mais aberto, com múltiplos agentes competindo entre si e com liberdade para estabelecer diferentes modelos de negócios. É necessário, entretanto, que a abertura de mercado seja feita baseada em regras claras e em transparência. Nesse sentido, chamamos a atenção para a necessidade de aprimoramento do arcabouço tributário, a fim de evitar possíveis assimetrias concorrenciais, visto que irão coexistir duas modalidades de comercialização do produto no mercado, com formas de recolhimento de tributos distintas. No caso do PIS/Cofins, tributo federal, na operação via distribuidor, é recolhido pelo produtor (ou importador) e pelo distribuidor; e, na operação direta, é recolhido pelo produtor (ou importador). Essa dualidade tributária dificulta a fiscalização, estimula a competição desleal no segmento e aumenta o risco de sonegação, com consequente perda de arrecadação.

Na visão do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, a iniciativa da venda direta é positiva e vai na direção de um mercado mais aberto, com múltiplos agentes competindo entre si e com liberdade para estabelecer diferentes modelos de negócios.

Ana Helena Mandelli Gerente de Distribuição do IBP, Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás

Opiniões

No que se refere ao tributo estadual, o ICMS, o problema é ainda mais complexo. Existe a possibilidade de se ter legislações diferentes por estado, sendo fundamental a convergência para uma legislação nacional via Confaz – Conselho Nacional de Política Fazendária, que reúne os 27 entes federativos. O caminho ideal é a simplificação tributária, com a incidência monofásica dos tributos federal e estaduais no produtor (ou importador) em ambos os modelos de comercialização. Vale ressaltar ainda que a monofasia do ICMS – com alíquotas fixas em reais por litro e uniformes em todo o território nacional –, substituindo as alíquotas em valores percentuais que vigoram hoje, poderá trazer reais benefícios à sociedade, uma vez que não potencializará a volatilidade dos preços do produto. Esta já é prevista na Constituição Federal e regulamentada pela Lei Complementar n° 192/22 aos produtos gasolina, etanol anidro, diesel, biodiesel e gás liquefeito de petróleo. A inclusão do etanol hidratado na lei traria, além do ganho em estabilidade de preços, a redução da sonegação na comercialização do produto. O segmento de etanol hidratado já sofre com problemas de sonegação de tributos, e o modelo de venda direta sem o instrumento da

monofasia pode estimular essa prática, aumentando a atuação dos conhecidos devedores contumazes no mercado. A sonegação nesse segmento é um problema recorrente, reconhecido pelos estados, e, apesar de existirem inciativas para enfrentar o problema, os fraudadores que fazem do não pagamento dos tributos um modelo de negócio seguem atuando. Isso porque a questão transcende os entes federativos e deve ser tratada por força de lei. Tramita no Senado Federal o PLS 284/17, que caracteriza a figura do devedor contumaz e o diferencia do devedor eventual; além disso, endereça uma ação coordenada de combate em nível nacional. Os dados de comercialização de etanol hidratado pela venda direta de produtores a postos revendedores, publicados pela ANP, comprovam a limitação da vantagem alegada para a introdução desse modelo. A complexidade tributária e os riscos de irregularidades permanecem e são também apontados pelo mercado como entraves ao desenvolvimento da modalidade. Por todo esse contexto, é urgente aperfeiçoar os instrumentos e implementar soluções estruturantes que tornem o mercado de etanol ainda mais competitivo e equilibrado, gerando impacto positivo para o consumidor final, em termos de oferta, preço e qualidade do produto. n

Informe técnico

Uma tecnologia desenvolvida em usinas brasileiras, que conquista outros mercados e o exterior Os cenários das safras de cana 2021/2022 e 2022/2023, com a recuperação nos preços do açúcar e do etanol, dos eventos climáticos e atenção com o aumento nos custos, mostram três aspectos que merecem ser destacados. O primeiro aspecto é a necessidade das usinas operarem em condições bastante diversas, com variações importantes tanto na quantidade quanto na qualidade da matéria prima processada. Cada usina deve estar preparada para processar eficientemente volumes que podem oscilar 15%, absorver os impactos gerados por esta oscilação e pela variação da qualidade da cana de açúcar, tais como a previsão de uma queda no ATR para esta safra e de fatores como teor de fibra. O segundo aspecto é que a rentabilidade é afetada diretamente pelo preço relativo do açúcar, etanol e energia elétrica. Ou seja, a usina deve possuir flexibilidade e ser operada de forma eficiente em diferentes cenários de mix produtivo ao longo da safra. O terceiro aspecto é que o Brasil detém cerca de 36% do mercado internacional de açúcar e desenvolveu tecnologia própria em toda a sua cadeia produtiva, incluindo desenvolvimento de variedades, tecnologias agrícolas, industriais e de instrumentação e automação, sendo o pioneiro em introduzir soluções como a Otimização em Tempo Real (RTO), totalmente aderente com a filosofia e técnicas da Indústria 4.0. A safra de cana que está iniciando ratifica o uso da tecnologia RTO no setor bioenergético. Esta será a 15º safra que esta tecnologia está presente neste setor, que possui alta variabilidade de matéria-prima e operacional. Esta variabilidade promove o ambiente ideal para extração de todo o potencial desta ferramenta, presente em mais de 70 usinas.

COI em usina da Tereos

Tecnologia brasileira tipo exportação Esta tecnologia, como outras desenvolvidas no seio das usinas brasileiras, já está sendo exportada para outros países, num processo que se iniciou pelas usinas latino-americanas. O que comprova a liderança brasileira não só em volume de produção, mas como polo tecnológico deste setor no cenário mundial. A tecnologia faz parte do grupo de soluções denominada de Indústria 4.0. A representação das plantas das usinas e destilarias em um modelo matemático computacional, também conhecida como gêmeo digital, foi trazida em 2007 pela empresa Soteica, que já atuava com esta tecnologia em outros setores. Sendo o software S-PAA o único RTO do mundo neste segmento. O RTO calcula em tempo real os balanços de massa e energia e gera set-points para adequar o processo produtivo a cada mudança da matéria-prima, e eventuais restrições de equipamentos, com objetivo de atender o plano e metas de produção. Desta maneira, a atuação autônoma e automática do S-PAA em setores estratégicos da planta, denominada Laço Fechado, garante que a estratégia operacional definida pela alta gestão seja aplicada no chão de fábrica durante todo o período da safra. De posse dos balanços e indicadores de performance global e dos equipamentos, o RTO também fornece uma plataforma de gestão industrial integrada, permitindo que as informações fluam para as equipes, com a geração dos planos de ação e atuações do dia a dia operacional. Também roda o PDCA online, fornecendo ferramental para a média e alta gestão. Estratégias dos Laços Fechados Os Laços Fechados são estratégias operacionais de controle automático que permitem que dado setor opere grande parte do tempo atendendo a estratégia operacional definida pela alta gestão. Dentre estes Laços Fechados aplicados se destacam: • Laço Vapor e Energia: tem o objetivo de maximizar a eficiência energética das caldeiras e do conjunto de turbogeradores, que se traduz em menor consumo e maior geração de energia, ou saldo de combustível. A estabilidade operacional do vapor também traz estabilidade e benefícios ao processo produtivo. • Laço Embebição e Fluxo de Caldo: tem o objetivo de reduzir a variabilidade do fluxo e reduzir as perdas na moenda e por degradação de pureza. • Laço de pH: controla e estabiliza o pH baseado em vazão de caldo, pH real, set-point de pH e vazão de leite de cal.

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Laço Fluxo ART Constante Fermentação: tem o objetivo de garantir o diagrama de ocupação das dornas, repetibilidade na entrega de ART e monitoramento contínuo da saúde da levedura. • Laço Colunas Destilação: tem o objetivo de garantir a estabilidade da operação das colunas, evitando perdas e sobrespecificação do etanol. • Laço Fábrica de Açúcar: tem o objetivo de garantir o ritmo de produção estável com base nas disponibilidades de ART e vapor. • Laço SD-PMOL - Gerenciamento e Otimização Online do Processo de Desidratação por Peneira Molecular: calcula a curva de adsorção real da zeólita potencializando as fases de adsorção e dessorção, tende a reduzir o give Away do anidro, produzir menos flegma e, portanto, menos reciclo, proporcionando aumento na produção.

Alcance e Resultados obtidos A tecnologia já está consolidada e já alcança mais de 70 implementações em relevantes plantas tradicionais, e também nos mais importantes grupos de usinas, sendo uma solução corporativa em muitos deles. Os resultados obtidos, média de R$ 1,00 por tonelada de cana processada, é o grande impulsionador do crescimento de alcance do RTO no setor, e claro, foi o motivo que chamou a atenção das usinas fora do Brasil, além de empresas agroindustriais, químicas, energia, sucro-cítricas e de transformação de madeiras. Com base nestes pontos expostos, a técnica de Otimização em Tempo Real (RTO), representada pelo S-PAA no setor bioenergético, já faz parte do dia a dia das usinas, tornando-se uma ferramenta essencial de performance e garantia do cumprimento das metas de produção, com segurança e qualidade.

Nelson Nakamura, Diretor da Soteica, é engenheiro mecânico com pós-graduação em produção, especialização em engenharia química e PhD em administração de empresas. .

Douglas Castilho Mariani, Consultor da Soteica, é engenheiro químico com doutorado em engenharia química na área de simulação e otimização de processos industriais.

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transição energética

Opiniões

rotas para transição energética à brasileira Transição energética para uma economia de baixo carbono é o tema dominante no cenário de energia mundial. Significa basicamente substituir energia de combustíveis fósseis e nucleares por fontes renováveis, como a bioenergia, os biocombustíveis, e as fontes naturais, como solar e eólica. Os países têm aderido, de modo crescente e voluntário, ao uso das renováveis, mas esse uso depende de políticas públicas e disponibilidade de tais recursos no seu próprio território. Segundo os dados da Agência Internacional de Energia e da Empresa de Pesquisa Energética, a participação das fontes renováveis no consumo de energia mundial foi de 13,8% em 2018. Considerando os países da OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico), as renováveis foram responsáveis por apenas 11% da matriz energética naqueles países, em 2018. Essa fatia é bem menor que a verificada para o Brasil, que, em 2020, foi de 48,4%. Portanto, se a transição energética tão almejada e necessária fosse um dever de casa, nós brasileiros já a teríamos feito!

Sabemos que não é apenas isso, mas já temos um excelente ponto de partida nesse campeonato por mais renováveis e menos emissões de gases do efeito estufa, especialmente aqueles oriundos de depósitos de petróleo e gás, ou seja, não pertencentes ao ciclo de carbono da superfície terrestre. A eletrificação das frotas, tanto de veículos de carga como de automóveis, tem sido defendida como um dos caminhos para atingir o novo patamar de redução das emissões. Porém, se a eletricidade usada no setor de transporte tiver como fontes o carvão mineral, petróleo e gás natural, a redução das emissões e a busca por uma matriz energética mais limpa estarão longe de serem alcançadas. Uma das opções é gerar a energia elétrica no próprio veículo, geração embarcada, usando células de combustível alimentadas com etanol. Essa rota tecnológica impactará diretamente o setor sucroenergético brasileiro e também a produção de etanol de milho. É uma alternativa viável que interessa ao País, aos produto; res de cana e de grãos, além da Embrapa.

Se a eletricidade no setor de transporte tiver como fontes o carvão, petróleo e gás natural, a redução das emissões estará longe de ser alcançada. Uma das opções é gerar a energia elétrica no próprio veículo, geração embarcada, usando células de combustível alimentadas com etanol. "

Gustavo Spadotti Amaral Castro e José Dilcio Rocha Chefe-geral e Pesquisador da Embrapa Territorial, respectivamente

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transição energética Na Embrapa Territorial, trabalhamos com gestão, inteligência e monitoramento das cadeias produtivas agropecuárias e agroenergéticas. Com o uso de geotecnologias, podemos identificar as fronteiras agrícolas, a abertura de novas rotas de logísticas e o desenvolvimento regional promovido pelo uso de biocombustíveis. Com um olhar analítico que começa “lá de cima”, utilizar dados espaciais é como chegar a uma cidade por via aérea. Trabalhamos com imagens de satélite de alta resolução para podermos planejar estrategicamente o futuro das cadeias produtivas de biomassa para energias, fibras e para alimentos. O uso de veículos elétricos não está fundamentado em apenas uma tecnologia, mas em diversas opções tecnológicas. Várias montadoras têm apostado em distintas capacidades de desenvolvimento. O Brasil, contudo, possui muitas oportunidades viáveis a serem aproveitadas com o próprio uso do etanol como fonte de eletricidade. A sua adição em larga escala mundial poderá mitigar as emissões e trazer os benefícios ambientais desejados. Para a popularização do uso do etanol, os países tropicais deverão ampliar a produção de etanol de cana e milho, e os países temperados deverão igualmente aumentar sua produção de etanol de cereais. Projeta-se que o Brasil, com a sua vasta experiência e escala produtiva estruturada, possa não só exportar etanol como combustível, mas também toda a tecnologia envolvida nesses processos produtivos, industriais e logísticos. Pensando na venda internacional de etanol, temos que mensurar os benefícios que poderiam ser auferidos pelo aumento da capacidade de produção de etanol, a fim de atender à demanda externa. Um veículo equipado com motor elétrico consome menos da metade do que o mesmo veículo com motor a combustão interna. O primeiro desafio para atingir os volumes demandados pelo mercado passa por identificar, qualificar e quantificar os territórios envolvidos na dinâmica da produção agrícola necessária e também mapear a quais mercados atenderia. Em seguida, seria preciso traçar o mapa dos modais de escoamento e prever as novas infraestruturas indispensáveis para o armazenamento e escoamento até os pontos de consumo interno e os portos de origem e destino das exportações. Em termos de tecnologias inovadoras, o País possui iniciativas a serem exploradas e ampliadas; podemos citar tanto o etanol de celulose como o etanol de milho bra-

Opiniões sileiro em sinergia com a cana, como a cogeração em alta eficiência com biomassa florestal, a produção de biogás de vinhaça e torta de filtro, a produção de biometano, a produção de hidrogênio verde, a recuperação do CO2, etc. Além da eletrificação de veículos leves via reforma embarcada de etanol e uso da tecnologia de células de combustível, também é preciso pensar na geração descentralizada (GD) em centrais termelétricas com a queima limpa de etanol, uma rota já testada aqui no Brasil, mas nunca adotada comercialmente. O potencial de GD com etanol é igualmente gigantesco em termos de potência gerada e de mitigação das emissões. Esse setor é mundialmente dominado pela queima de carvão mineral, e a substituição ou queima conjunta (cofiring) de etanol poderia reduzir patamares de emissões de gases de efeito estufa (GEE) a níveis consideráveis. Talvez não faça muito sentido queimar etanol em termelétrica no Brasil, cuja base de geração é hídrica e complementada com gás natural, porém, em países que queimam ostensivamente carvão mineral, seria uma mudança radical. A produção brasileira de etanol é de 32 bilhões de litros; já foi de 35 bilhões de litros em 2019. Considerando a triplicação dessa produção com vistas no promissor mercado externo, se elevaria a produção a quase 100 bilhões de litros anuais; isso é quase o dobro da produção americana baseada no milho, o maior produtor mundial de etanol. O País conta hoje com um parque fabril de 400 usinas processadoras de cana e outras 20 que processam milho. A sua ampliação será necessária, porém não linearmente. O programa RenovaBio é capaz de transformar a usina e melhorar muito o seu rendimento no médio prazo. Teremos uma concepção muito mais elaborada da biorrefinaria entregando múltiplos produtos, com mais altos rendimento e qualidade do que as atuais usinas. Definitivamente, o Brasil poderá se tornar um dos grandes provedores de etanol para o mundo e sua frota eletrificada, com baixa emissão e alta eficiência. A logística interna da usina ao porto para atender ao mercado externo será muito semelhante à logística de grãos praticada atualmente no País. Por ser uma commodity líquida, o uso de dutos deverá ser prioritário. O etanol tem que se transformar na cachaça do setor energético mundial. E o Brasil, o seu principal fornecedor, usuário e provedor de soluções tecnológicas. Esse é um sonho possível, basta querer. n

História. Compromisso. Reputação.

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biogás e biometano

a utilização do biogás para a motorização

de ônibus urbano e caminhões Há 30 anos, a Europa implementava a primeira legislação de emissões de poluentes para caminhões e ônibus, chamada Euro I. Durante os 21 anos que se seguiram, o berço da indústria automobilística de veículos comerciais pesados investiu massivamente em tecnologia de combustão e tratamento de gases de escape, até que, finalmente, em 2013, foi implementada a fase Euro VI ─ desde então, o nível mais restritivo de emissões. Foram alcançados expressivos 95% de redução nos níveis de emissão de óxido nitroso (NOx) e 98% de redução de emissão de material particulado (PM), uma marca espetacular, considerando que, no mesmo período, foram inseridos ciclos de homologação de emissões cada vez mais desafiadores, que representassem os ciclos reais de operação em campo. A tecnologia de refino do diesel evoluiu da mesma forma, sendo necessário, principalmente a partir da Euro III, o estabelecimento de nível mínimo de cetano, propriedade ligada à velocidade de ignição, e máxima concentração de enxofre, elemento relacionado à emissão de partículas, de modo a suportar os limites mais restritivos de emissões e melhor eficiência da combustão.

O Brasil, através do Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores, denominado Proconve, seguiu passos similares na implementação de regulamentações de redução de emissões de poluentes e material particulado, iniciando a fase P1, em 1987, e chegando à fase P7, em 2012. A fase P8, equivalente à Euro VI na Europa, deverá ser implementada no próximo ano. Contudo, apesar do grande mérito que os programas de redução de emissões veiculares trouxeram para a qualidade do ar, principalmente em centros urbanos, um risco ambiental ainda maior se revelou durante o mesmo período: a abrupta alteração do clima na Terra – o aquecimento global. Com o passar dos anos, os picos de temperatura estão cada vez maiores, alterando significativamente o equilíbrio das estações climáticas e o cotidiano no planeta. É sabido que a participação das emissões de GEE provenientes do transporte comercial rodoviário não é a mais significativa, mas torna-se fundamental anular o seu efeito, assim como estão sendo endereçadas medidas de mitigação para as demais fontes de GEE.

O Brasil, como protagonista na produção e exportação de alimentos, possui 'a faca e o queijo' para se tornar o maior produtor mundial de biocombustíveis, principalmente biometano. "

Cristian Prates Malevic Diretor da Unidade de Motores e Geradores da MWM

Opiniões MÉDIA DE TEMPERATURA NOS CONTINENTES E OCEANOS Média de Temperatura no Continente & Oceanos COMPARAÇÃO JAN-DEZ 2020 EM RELAÇÃO A 1981-2010 Comparação Jan-Dez 2020 em relação a 1981-2010 Fonte:

Graus Celsius Fonte: National Oceanic and Atmospheric Administration – Global Climate Report 2020

MÉDIA DE TEMPERATURA NOS CONTINENTES E OCEANOS Média de PERCENTUAL Temperatura noJAN-DEZ Continente & Oceanos 2020 Percentual Jan-Dez 2020 Fonte:

FRIO RECORDE

++FRIO QUE A MÉDIA

+FRIO QUE A MÉDIA

PRÓX. DA MÉDIA

+QUENTE QUE MÉDIA

++QUENTE QUE MÉDIA

CALOR RECORDE

RECORDE DE TEMPERATURA APURAÇÃO: 1880-2020

Recorde de Temperatura

Rank

Apuração: 1880-2020 [°C]

Ano

+1.0

2016

+0.98

2020

+0.95

+0.93

+0.91

6 7 8

+0.83 +0.74 +0.72

2019 2015 2017 2018 2014 2010

+0.68

2013

+0.67

2005

Dessa forma, tornou-se prioridade a redução da taxa de aquecimento global, através de um esforço multinacional sobre diferentes segmentos de mercado, a começar pelas regiões mais populosas, mais desenvolvidas e/ou maiores produtoras de alimento, principais responsáveis pela geração de GEE. Entre as moléculas mais emitidas, estão o dióxido de carbono (CO2) e o metano (CH4), subprodutos da combustão de combustíveis fósseis da decomposição da matéria orgânica. Como resultado, as regulamentações de emissões de veículos passaram a priorizar a eficiência energética e os GEE. Apesar da complexidade em se estabelecer um ciclo de medição em campo de consumo de combustível dos pesados, em face da diversidade de aplicações de caminhões e carência de dados históricos, os países desenvolvidos implementaram algoritmos e premissas de eficiência dos principais subsistemas do veículo para dar início a um plano de descarbonização do transporte. Foi o caso dos EUA, pioneiros na implementação de limites legais de emissões de GEE em 2014. Em 2019, a Europa implementou uma ferramenta abrangente denominada VECTO – do inglês Vehicle Energy Consumption Calculation Tool –, com propósito similar. Todavia, há que se ponderar que o sucesso da descarbonização da matriz energética está atrelado aos benefícios sociais e econômicos resultantes da solução adotada. Além disso, é imprescindível que tal solução seja desenhada com base nas características de cada região, tanto do ponto de vista de disponibilidade da matriz energética, como da forma como o veículo e o motor serão utilizados. Em outras palavras, a operação de ônibus urbano de passageiros é totalmente diferente quando comparadas cidades como São Paulo, México, Buenos Aires e Santiago em relação a Londres, Paris, Shangai e Nova York. Tão ou mais diferentes são as matrizes energéticas renováveis disponíveis nesses diferentes países, que pudessem servir de solução para redução de GEE – naturalmente, as soluções poderão ser ; distintas em distintas ocasiões.

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biogás e biometano O Brasil, como protagonista na produção e exportação de alimentos, possui “a faca e o queijo” para se tornar o maior produtor mundial de biocombustíveis, principalmente biometano. De um lado, é pressionado a encontrar solução para o dejeto proveniente do setor, como condição sine qua non para garantir sustentabilidade em seu protagonismo; por outro, a grande disponibilidade de dejeto traz oportunidade ímpar de produção de biometano em grande escala, o que obviamente garante redução de GEE na atmosfera a partir da circularidade obtida no processo e substituição do diesel. Nesse sentido, empresas de motores e veículos comerciais têm direcionado seus investimentos para o desenvolvimento de motores movidos a metano, na forma de gás natural, biogás e biometano comprimido, por acreditar ser esta uma solução que equilibra as questões sociais e econômicas, além de praticamente eliminar a emissão de material particulado, problema encontrado principalmente nos grandes centros urbanos, e, sobretudo, atacar na raiz as emissões de GEE a partir do aproveitamento do resíduo do agronegócio e do resíduo urbano. Os motores de combustão a gás natural funcionam perfeitamente a biometano, uma vez que a molécula combustível é a mesma (CH4), com a diferença em sua origem: gás natural é, geralmente, disponível em poços subterrâneos (não renovável), enquanto o biometano é oriundo da biodigestão de matéria orgânica (renovável). Quando comparado com o diesel, que possui densidade energética da ordem de 46 MJ/kg, o metano apresenta 55 MJ/kg, 20% superior. Por outro lado, em função do seu baixo número de cetano, a ignição de um motor 100% a gás ocorre através de vela de ignição em ciclo Otto. Pelo mesmo motivo, a taxa de compressão volumétrica de um motor desenvolvido originalmente para operar com gás é da ordem de 11:1 a 13:1, enquanto um motor que opera com diesel possui taxa entre 15:1 e 18:1. Essa diferença construtiva explica, muitas vezes, porque motores a diesel convertidos em gás natural acabam tendo seu desempenho reduzido para compensar um excesso de pressão de compressão, o que poderia ocasionar ignição irregular do gás (por exemplo, detonação).

Opiniões Com o avanço das tecnologias de combustão e gerenciamento do sistema de injeção, do sistema de admissão de ar e monitoramento de pressões e temperaturas, um motor a gás natural ou a biometano moderno possui desempenho de torque e potência equivalente a de um motor diesel de mesmo deslocamento volumétrico, enquanto proporciona vantagens importantes, como 40-50% menor de emissão de Nox, em função de menor velocidade de chama e temperatura de combustão; praticamente inexistente emissão de PM, pela ausência de compostos aromáticos ou contaminante de enxofre; 20% menor emissão de ruído. Quando se trata de emissões de GEE, o motor a gás natural emite 20-25% menos CO2 que um motor a diesel e, quando operando em biometano, quando considerado o critério “poço à roda”, da produção do combustível até o escapamento, estima-se uma redução de 26 kgCO2eq/m³ consumido. Além dos benefícios ambientais, o motor de combustão a gás natural pode oferecer oportunidade de redução de custo operacional da ordem de 10-15% por quilômetro rodado, já incluindo o plano de manutenção completo e o custo de combustível adequados para a operação de um caminhão médio com potência ao redor de 260cv, percorrendo em torno de 250 km/dia, considerando os valores médios de custo comercial do litro do diesel e metro cúbico do gás. Em casos onde a empresa é produtora e autoconsumidora do biometano em sua frota, a redução do custo operacional é significativamente maior, sem considerar o benefício do crédito de carbono associado ao reaproveitamento do dejeto. Algumas montadoras de caminhões já começam a oferecer versões “zero km” a gás. Outras empresas oferecem solução de conversão de motores diesel em gás, através da instalação de kits específicos. E, mais recentemente, surge uma solução de substituição de motor a diesel por motor novo a gás e a biometano, originalmente desenvolvido para esse combustível, com transformação do chassi e garantia do fabricante do motor. Enfim, a disponibilidade regional de soluções é fundamental para que o uso de combustíveis alternativos, como o gás natural e o biometano renovável, seja consolidado no Brasil em prol da descarbonização social e economicamente mais adequada. n

R E N D I ME NTO E RO BU STE Z

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biogás e biometano

biogás: liderança mundial O biogás brasileiro ganhou uma política pública inédita no mês de março, a partir da instituição da Estratégia Federal de Incentivo ao Uso Sustentável de Biogás e Biometano, uma iniciativa que reuniu esforços dos Ministérios de Minas e Energia e do Meio Ambiente, em que os representantes do setor participaram com bastante interesse e engajamento ao longo dos últimos anos. Com a iniciativa, o Governo Federal reconhece o potencial do Brasil para o desenvolvimento do biogás e dá um passo estratégico importante em um momento em que o mundo fica em sinal de alerta para soluções que garantam a segurança energética e de fornecimento de insumos agrícolas alinhados à agenda de transição para um futuro de baixo carbono. Do ponto de vista prático, as medidas envolveram a inclusão dos investimentos em biometano no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi), que isenta novos projetos da alíquota de 9% do PIS/ Cofins, e a criação do Programa Metano Zero, que abre linhas de crédito e financiamento específicas ao desenvolvimento de ações e atividades ligadas à cadeia do biogás e do biometano.

Mas não paramos por aí. Em iniciativa pioneira no mundo, o governo brasileiro deu um passo importante ao propor regras para a contabilização de emissão de metano, possibilitando a criação de um mercado futuro de crédito de metano, e não apenas de carbono. O movimento é relevante, porque o metano tem impacto para o aquecimento global 30 vezes maior do que o carbono. Acreditamos que o biogás e o biometano brasileiros, com potencial tão grande quanto o do pré-sal, possam ser soluções para descarbonização do Brasil, nas áreas da indústria, transporte, energia, fertilizantes agrícolas, entre outras. Além disso, pode posicionar o Brasil no caminho da transição energética mundial, especialmente diante de uma nova geopolítica energética que se configura impulsionada pelo conflito da Rússia na Ucrânia e no contexto em que a prioridade da agenda mundial, inclusive a brasileira, passa a ser dirigida a alternativas sustentáveis, com foco na garantia da independência energética. No 11º relatório estatístico da European Biogas Association (EBA), há uma aprofundada análise sobre as perspectivas para o biogás e o biometano no continente, olhando para as próximas décadas. O documento mostra que o biometano deve ser um dos protagonistas em energias renováveis na Europa nos próximos 30 anos, com a estimativa de que cerca de 30% a 40% do consumo de gás nos países europeus possam ser supridos por biometano, produzido a partir de plantas de geração de biogás atreladas à base de produção agrícola dos países. Nesse cenário, uma das grandes vantagens do biogás brasileiro é a previsibilidade de preços, que garante um uso estável da fonte como

o Brasil possui o maior potencial de produção de gás renovável no mundo, da ordem de 120 milhões de m³/dia. Se todo esse potencial fosse utilizado, seria possível suprir 70% do consumo de óleo diesel no País, ou 34,5% da demanda de energia elétrica. "

Alessandro Gardemann CEO da Geo Biogás & Tech

Opiniões matriz energética para o País. Nossa solução, feita a partir do aproveitamento de resíduos da cana-de-açúcar – como a vinhaça, a torta de filtro e a palha –, abre uma perspectiva de oferta de biometano em escala, sustentável, além de garantir a independência energética sustentável do nosso País. A integração da produção de biogás também pode aumentar a produção de matéria orgânica e a redução de custo de fertilizante com a utilização de adubos orgânicos. Hoje, a monetização do biogás também já se dá de diversas maneiras, sendo capaz de viabilizar operações sólidas e de interesse para o setor do agronegócio brasileiro. Além da energia elétrica, é possível que o biometano seja transportado via GNC para substituição de GLP, ou atue como substituto do diesel em frota pesada. Isso sem contar com a possibilidade de o biometano ser injetado e transportado via gasodutos, como é o caso da nossa parceria com o Grupo Cocal, cuja planta já está em operação, mas que, no segundo semestre, servirá como fonte de injeção do gás renovável em infraestrutura construída pela distribuidora GasBrasiliano para atendimento da população na região de Presidente Prudente, no interior de São Paulo. O projeto se sagrará como a primeira experiência de gasoduto verde do mundo. Segundo os cálculos da Associação Brasileira do Biogás (ABiogás), o Brasil possui o maior potencial de produção de gás renovável no mundo, da ordem de 120 milhões de metros cúbicos por dia (m³/dia). Se todo esse potencial fosse utilizado, seria possível suprir 70% do consumo de óleo diesel no País, ou 34,5% da demanda de energia elétrica. Hoje, estamos longe desse potencial, porém o crescimento é exponencial. A ABiogás projeta que, até 2030, vamos chegar a pelo menos 30 milhões de m³/dia e 19 gigawatts (GW) de capacidade instalada, com investimentos da ordem de R$ 50 bilhões. Ainda que o ritmo da mudança ocorra em passos muitos diferentes em relação a países em desenvolvimento e desenvolvidos, a certeza que temos é de que todos os mercados, inclusive o brasileiro, exigirão investimentos sem precedentes em tecnologias de descarbonização e temos condições de aproveitar esses recursos para o desenvolvimento das operações sustentáveis energéticas ligadas ao agronegócio. Exemplo disso é o fato de o biometano ser uma excelente rota para a produção do hidrogênio verde. Hoje, 95% do hidrogênio mundial é feito a partir da reforma do metano fóssil, e a proposta é fazer isso no Brasil, a partir do metano renovável, utilizando a infraestrutura e as unidades fabris existentes, atualmente usadas para produções com base no gás natural fóssil.

Hoje, com a mistura de biometano no gás natural, já é possível ter teores renováveis de hidrogênio, mas ele pode ser totalmente verde se o gás natural for substituído pelo biometano. A Geo Biogás & Tech, por meio de seus laboratórios de pesquisa e desenvolvimento, também estuda soluções nessa e em outras frentes para ampliar as fontes de resíduos orgânicos que possam ser utilizadas para a produção de biogás e biometano, além de já trabalhar com rotas e infraestruturas do gás fóssil existentes para produzir insumos a partir do gás renovável. Uma dessas frentes, na qual estamos já posicionados, é para a produção de biofertilizantes a partir do biogás. Por meio de nossa parceria com a Raízen, iremos fornecer biometano para substituição do gás renovável fóssil na produção nacional de amônia da fabricante Yara. É o que demonstra na prática o potencial de uso do biogás e do biometano aproveitando a mesma infraestrutura fabril e técnica do gás natural fóssil, mas substituído por gás renovável, visando à produção de biofertilizantes. Nesse projeto, vamos construir uma nova planta para purificar o biogás e conectar sua distribuição à rede de gás que abastece o complexo fabril da Yara, em Cubatão (SP). A perspectiva é entregar 20 mil metros cúbicos de gás natural renovável por dia, o que irá substituir parte do atual volume de gás natural fóssil usado na fabricação de amônia, abrindo, assim, caminho para a descarbonização do fertilizante. Diante do contexto que temos em perspectiva, é importante ressaltar que passa a ser cada vez mais necessária às empresas dos diversos setores industriais uma preparação para integralizar alternativas sustentáveis em suas rotas de produção, principalmente se quiserem crescer acessando o mercado de capitais – cada vez mais atento às práticas sustentáveis em suas decisões de investimentos. Os players do biogás, por sua vez, também devem encontrar soluções viáveis para expandir sua produção e atender a clientes com compromissos já definidos para alcançar a Net Zero, seja por meio de tecnologias incrementais e/ou até inovadoras, a partir do biogás e do biometano. Essa é a maneira mais concreta e escalável para criarmos uma economia verde que seja justa e tenha condições viáveis para direcionar o mundo a um futuro mais sustentável e sem discórdias sociais. Por isso, a iniciativa do governo brasileiro com o Programa Metano Zero pode ser, atualmente, o ponto de virada para que possamos perseguir metas ainda mais ambiciosas em prol da descarbonização, e que a sociedade brasileira tenha condições de acesso a fontes de energias confiáveis, limpas e com previsibilidade de preços. n

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biogás e biometano

é hora de acelerar É incontestável que chegamos a um momento de inflexão no sistema de transporte e logística. O ponto de partida para a transformação está em um ecossistema que tenha a possibilidade de gerar energia suficiente a partir de fontes sustentáveis e que faça frente ao diesel. Isso passa prioritariamente pela utilização de combustíveis renováveis, como o biometano. No Brasil, caminhões pesados e ônibus contribuem com cerca de 8% das emissões líquidas de CO2, consomem 15% de toda a energia demandada no País, e 90% de todo o combustível utilizado pelo modal rodoviário comercial é o diesel. Adicionalmente a esse cenário, em uma perspectiva de tempo, até 2050, a pressão pela demanda de transporte aumentará em até duas vezes, ou seja, é preciso ir além de conter as emissões, mas impedir que ela dobre. Esse é o grande desafio. Estamos diante de uma situação quase irreversível. É preciso agir agora. Ainda demandamos do nosso ecossistema mais do que a capacidade de regeneração do planeta. Se nada for feito para mudar esse cenário de crise climática e ambiental, o mundo provavelmente excederá 1,5 °C de aquecimento nas próximas duas décadas, dez anos antes das avaliações anteriores apresentadas pelos relatórios do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC).

Por outro lado, temos um histórico importante no Brasil, com o único programa de etanol amplamente adotado no mundo, o Programa Nacional do Álcool (Proálcool), além do RenovaBio, um marco para a expansão dos biocombustíveis, e outros movimentos do poder público, como o Metano Zero, anunciado recentemente pelo Governo Federal. Protagonizar essa transição para uma economia de zero carbono é sim uma equação difícil, mas estamos diante do potencial brasileiro para o biometano, principalmente oriundo do setor sucroenergético. É hora de gerar escala em iniciativas que saiam do papel, com ”o que temos que fazer”, e que coloquem em prática esforços ”de como vamos fazer” essa transição acontecer no País, levando em consideração a nossa vocação, o desenvolvimento socioeconômico e as fontes de energia. O Brasil tem uma enorme oportunidade para contribuir e liderar essa mudança no setor de transporte e logística. Há uma longa estrada a ser percorrida e que está sendo construída por uma agenda positiva e convergente entre o poder público, por meio de políticas de incentivo à sustentabilidade, pelas empresas privadas do setor automotivo, pelo agronegócio e por produtores de biocombustíveis, e também pela academia. Para evoluir com o biometano no transporte comercial e dar escala para essa solução, é preciso ter sinergia e um fator adicional: a velocidade. Acelerar decisões e ações. Não temos tempo a perder.

O biometano está disponível. É uma das principais alternativas para a segurança na matriz brasileira, com grande potencial e tendência de crescimento. Hoje, o País teria a capacidade de substituir aproximadamente 70% do consumo de diesel "

Gustavo Bonini Diretor de Relações Públicas da Scania Latin America

Opiniões Políticas públicas e desenvolvimento tecnológico são dois dos propulsores que definirão os caminhos possíveis para 2050. Esse ”novo modelo produtivo” para uma matriz energética de baixo carbono exige inovação e mudanças de ordem legal, fiscal e regulatória. Além disso, para aproveitarmos melhor nossa competência de produção do combustível, é preciso de maior capilaridade de gasodutos, infraestrutura e, antes de tudo, acreditar na solução e na viabilidade da demanda do setor, fatores fundamentais para direcionar investimentos e pavimentar um caminho seguro até atingirmos as metas de redução de emissões. Para que o Brasil lidere essa economia de zero emissão em todo o ecossistema de transporte e logística, há uma jornada para desbravar o mercado de energia renovável que faça frente ao diesel, que seja viável para a sustentabilidade financeira, econômica, social e ambiental das partes envolvidas. O biometano está disponível. É uma das principais alternativas para a segurança na matriz brasileira, com grande potencial e tendência de crescimento. Hoje, o País teria a capacidade de substituir aproximadamente 70% do consumo de diesel, dos quais metade vem do setor sucroenergético. Esse é o caminho que a Scania escolheu trilhar ao colocar protagonismo no aqui e agora, ao mesmo tempo que continua trabalhando para fomentar outras tecnologias para o futuro. Há de se destacar também que esse potencial e a sinergia do setor, conectando a produção do etanol e do biometano, reforçam ainda mais a oportunidade de expansão desses dois biocombustíveis, verdadeiros vocacionais brasileiros.

Isso nos leva a investir e acreditar no biometano, pois nos daria uma redução na dependência de combustíveis fósseis e resolveria as questões de descarte de resíduos. É o único combustível disponível que tem origem em passivos ambientais e que pode se tornar um ativo energético a partir de resíduos do agronegócio, urbanos e de saneamento. Neste momento, em que já temos disponíveis no Brasil as tecnologias para produção de vários combustíveis renováveis, bem como para fabricação de veículos movidos por substitutos dos derivados de petróleo, é hora de reunir todo esse aparato de tecnologias com as políticas públicas existentes, assim como as novas que tragam incentivos adicionais ao uso de combustíveis verdes. A tecnologia está pronta para caminhões e ônibus, e dos combustíveis também. Há demanda pelos nossos veículos movidos a gás, e os indicadores de crescimento avançam, enquanto o incentivo à produção e o uso sustentável do biometano seguem no mesmo rumo, a exemplo Programa Nacional de Redução de Emissões de Metano, o Metano Zero, que prevê investimentos para a construção de novas plantas de produção no País. É crucial agir e acelerar a transição. É um fato que teremos uma convivência harmônica de todas as tecnologias, incluindo a eletrificação, mas não podemos depender apenas de uma única matriz energética. Não podemos repetir essa história. Portanto, com o contínuo investimento em biocombustíveis e dando destaque ao biometano, o País pode liderar essa mudança e ser o protagonista no transporte sustentável.n

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bioeletricidade

Opiniões

precisamos dar maior valor à

bioeletricidade

A guerra na Ucrânia precipitou um debate global sobre o futuro energético. Em meio a esse cenário instável, é legítimo imaginar que os possíveis rearranjos no fluxo comercial de petróleo e gás natural devam provocar mudanças no planejamento energético de cada país. Não seria um equívoco, portanto, repensar a maneira como o Brasil vem se preparando para as próximas décadas. Em meio a tantas alternativas, temos uma certeza: o País precisa dar mais valor à bioeletricidade. As biomassas já ocupam espaço relevante no sistema energético brasileiro, com uma história que ganhou tração na primeira metade da década dos anos 2000. Em 2005, a cogeração movida a biomassa reunia uma capacidade instalada de 5,3 GW. Hoje, as 493 termelétricas movidas a biomassas totalizam uma capacidade instalada de geração de 16,2 GW – 15% acima da capacidade da usina hidrelétrica de Itaipu. Desse total, a liderança é da indústria que processa o bagaço de cana-de-açúcar, com 11.941 MW instalados. Em seguida, vem o licor negro (subproduto da produção de papel e celulose), com 3.205 MW; e o cavaco de madeira, com 846 MW. O biogás detém 369 MW, e outras fontes somam 193 MW e completam o quadro.

a Política Nacional de Biocombustíveis busca expandir a produção de biocombustíveis de 35 para 52 bilhões de litros/ano até 2030. O bagaço excedente adicionará 4 GW à matriz elétrica brasileira. Com o uso da palha, chegará a 7,1 GW. "

Newton Duarte

Presidente executivo da Cogen Associação da Indústria da Cogeração de Energia

Parte dessa energia, tanto na produção de calor como na de eletricidade, destina-se ao autoconsumo. Entre os cinco setores industriais que mais usam a cogeração, estão o sucroenergético (11.964 MW), papel e celulose (3.059 MW), petroquímico (2.305 MW), madeireiro (799 MW) e alimentos e bebidas (624 MW). Outra parte é voltada para a produção de excedentes de energia elétrica, devidamente exportados para o Sistema Interligado Nacional (SIN). Em 2021, a energia exportada pelas usinas movidas a biomassa representou uma poupança de 14 pontos percentuais (p.p.) dos níveis de água nos reservatórios do subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO). Ou seja, a cogeração já exerce um papel fundamental para a segurança energética brasileira. E um detalhe importante, que comprova a competitividade da bioeletricidade: 2/3 dessa energia já é comercializada no mercado livre, e esse percentual vem aumentando nos últimos anos. Mas essa contribuição certamente pode; ria ser muito maior.

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bioeletricidade Nos últimos anos, as chamadas novas fontes renováveis ganharam muito espaço, especialmente as usinas eólicas e solares fotovoltaicas. Ambas, porém, são intermitentes, isto é, dependem da ocorrência de sol e vento, e parte expressiva da produção dessas fontes está distante da região Sudeste, onde se consomem praticamente 50% da energia elétrica nacional. Nesse sentido, as usinas movidas a biomassas, muitas delas próximas dos centros de carga, poderiam reforçar essa oferta ao longo dos próximos anos, uma vez que um de seus principais atributos é o fato de ser uma fonte firme e confiável. O próprio PDE 2031 reconhece essa contribuição, mostrando que a capacidade de geração a biomassa de cana atingiu 12,1 GW em agosto de 2021, um aumento superior a 30% em relação a 2016, justamente no auge da crise hídrica. Lembremos que as biomassas têm seu pico de produção no período de safra, de abril a novembro, o que coincide com o período seco do subsistema SE/CO. Entretanto, o Plano Decenal de Energia 2031 (PDE 2031), publicado recentemente pelo Ministério de Minas e Energia, vem com estimativas bastante acanhadas para as biomassas. De acordo com o documento, a capacidade instalada de biomassas e biogás terá um acréscimo de apenas 1,8 GW ao final do decênio, o que significa uma redução da participação na matriz elétrica de 9% (2022) para 7,2% (2031), ao passo que a matriz sofrerá um aumento de fontes fósseis no período. Uma das razões que nos leva a acreditar que exista um descasamento nas projeções do PDE 2031 é a existência do programa RenovaBio – a Política Nacional de Biocombustíveis, instituído pela Lei 13.676/2017, que busca expandir a produção de biocombustíveis no Brasil, visando elevar a produção anual de etanol de 35 para 52 bilhões de litros até 2030. Afinal, para dar conta dessa expansão, a indústria de açúcar e etanol precisará fazer uma moagem adicional de aproximadamente 200 milhões de toneladas de cana. O bagaço excedente abre espaço para adicionar outros 4 GW à matriz elétrica brasileira. Com o uso da palha da cana, o potencial adicional teórico seria de 7,1 GW. Esse potencial, vale destacar, refere-se apenas ao setor sucroalcooleiro – sem considerar a expansão do licor negro e de outras biomassas. O PDE 2031 também foi tímido ao projetar um inexpressivo crescimento do biogás, fonte que, na visão da Cogen, representa a nova fronteira de investimento das usinas de cana-de-açúcar – a exemplo do que fez a Raízen

Opiniões com sua usina Bonfim, em Guariba-SP. A vinhaça, outro subproduto da produção do etanol, e a torta de filtro poderão ser utilizadas na geração de energia, na injeção de biometano nas redes de distribuição de gás natural e como combustível para veículos agrícolas, em substituição ao diesel. De acordo com projeções da Associação Brasileira do Biogás (Abiogás), o setor deve investir ,até o fim desta década, um total de R$ 60 bilhões para entregar um volume de 30 milhões de metros cúbicos por dia de biometano – o que representa, aproximadamente, apenas para dar uma referência de volume, o atual consumo de gás natural de toda a indústria brasileira. A indústria sucroalcooleira vê essa trilha de crescimento com especial interesse – não só para criar mais uma fonte de receita, mas também para atender a uma crescente demanda do mercado –, as empresas são cada vez mais pressionadas pelos investidores internacionais a adotarem práticas ESG, fator que tem influenciado uma maior procura pela aquisição de energia renovável no ambiente do mercado livre. Portanto, são muitas as razões para uma reavaliação da importância estratégica das biomassas. Além de ser uma fonte de energia renovável e com menor impacto ambiental, as biomassas têm outros atributos: são competitivas e proporcionam uma energia com previsibilidade e qualidade, gerada perto dos consumidores, dispensando a necessidade de investimentos em longas linhas de transmissão. Apesar de toda essa solidez, o PDE 2031 projeta apenas um crescimento médio de 80 MW por ano, entre 2027 e 2031, de modo a totalizar 400 MW em um período de cinco anos. É pouco, se considerarmos que, neste ano de 2022, já teremos uma adição de mais de 0,8 GW de potência instalada em operação comercial. Além disso, no quinquênio 2022-2026, a própria Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prevê a adição de mais 2,3 GW de expansão de usinas a biomassas. Nesse sentido, seria extremamente auspicioso que o Brasil amadureça seu planejamento para um modelo mais determinístico, pelo qual a figura do planejador seja mais assertiva no direcionamento da expansão da matriz elétrica e energética, pautando esse crescimento em fontes de energia que efetivamente possam combinar os atributos necessários ao setor, ou seja, uma energia renovável, com previsibilidade, inércia, qualidade e geração junto às cargas. n

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bioeletricidade

a bioeletricidade como um player de maior expressão Fazer um breve resumo de todo o encadeamento histórico da formação da matriz energética ajuda na interpretação, de forma objetiva, dos rumos políticos e técnicos adotados pelo governo e seu impacto na sociedade. A geração de energia elétrica no Brasil passa por uma crise de identidade: nossa matriz, antes baseada em hidroeletricidade, começa a ceder espaço para outras fontes de energia, como térmica, eólica, solar, entre outras, a partir da criação do novo modelo do setor elétrico, instituído pela Lei 10.848, de março de 2004. Essa lei estruturou as regras e a mecânica de fornecimento de energia, implementando um planejamento focado fundamentalmente na modicidade tarifária. Considerando a geração térmica, podemos dividir em dois grupos: as fontes convencionais de energia, como carvão, gás e nuclear, e as fontes a biomassa. Esse combustível pode ser de origem florestal, resíduos de processo produtivo, como processamento de grãos ou produção de açúcar e etanol. Quando consideramos a biomassa, independente da origem, precisamos conhecer melhor o sistema de cogeração. Muito se fala sobre essa fonte energética limpa, porém raramente se retrata qual o real funcionamento desse processo. Olhando mais a fundo, podemos verificar que, em sua maioria, são utilizadas caldeiras a vapor, que movimentam turbinas, transformando a energia térmica em mecânica, capaz de acionar geradores e produzir energia elétrica. Como se não bastasse, grande parte das caldeiras empregadas no passado sempre tiveram como principal objetivo reduzir ou eliminar esses rejeitos industriais pela queima.

Considerando toda a construção da matriz energética brasileira, podemos falar, com certeza, que a bioeletricidade constitui-se uma das mais importantes fontes "

Marcelo Nishida Diretor da FG/A

As principais mudanças só foram viabilizadas com a evolução tecnológica das máquinas de alto rendimento e o déficit energético nacional hidroelétrico, resultado direto da falta de planejamento de médio e longo prazos do setor elétrico e que a história nos apresenta como falha recorrente. O movimento crescente das usinas de açúcar e etanol, buscando melhorar a produtividade e a eficiência energética, alavancou os conhecidos processos de cogeração, bem como a obtenção de créditos de carbono, passando a ter muita relevância dentro dos critérios de ESG, do inglês Environmental, Social & Governance. Movimento similar pode ser observado nas indústrias de celulose e em muitas outras plantas que vêm sendo implementadas no País. Apesar do cenário caótico gerado pela pandemia nos últimos dois anos, grandes mudanças no setor elétrico foram realizadas pelo Governo, buscando não só a maior competitividade do setor, mas também clareza nas definições de responsabilidade técnica e comercial de todos os agentes envolvidos no processo. Toda a evolução foi promovida pela Medida Provisória 998, de setembro de 2020, quando deu início às tratativas sobre a redução dos benefícios oferecidos a energias de fontes alternativas (pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, resíduos sólidos urbanos e rurais, solar e eólica), cujo maior incentivo é o desconto sobre a parcela de uso do sistema de transmissão e distribuição (TUST e TUSD) dentro do Sistema Interligado Nacional (SIN) e previsto

Opiniões na Lei 9.427, de dezembro de 1996, portanto anterior ao novo modelo instituído em 2004. A partir da nova Lei 14.120, de março de 2021, qualquer projeto que não possuía outorga ou não a solicitou até o dia 28 de fevereiro de 2022, passou a não ter direito ao benefício dos descontos sobre a parcela de uso do sistema elétrico (50% de desconto), impactando diretamente a viabilidade dos projetos em milhões de reais ao longo de toda a vigência de sua outorga. Essas mudanças impactaram o setor de infraestrutura, tornando a apresentação de projetos perante a Aneel, Agência Nacional de Energia Elétrica, até a data limite estipulada por lei, em uma corrida insana para formalização das solicitações de outorgas, criando uma fila de milhares de pedidos a serem analisados sem prazo definido e sem uma estrutura apropriada de analistas para atendimento de tal demanda. Novamente uma falha estrutural foi criada pela ruptura das mudanças do setor elétrico ─ e que obviamente não foram dimensionadas pelo governo, considerando todo o potencial disponível da bioeletricidade. Como se não bastasse o estado insólito de volume de projetos apresentados, o Poder Executivo flexibilizou, por meio do Decreto 10.893, de dezembro de 2021, a apresentação de novas solicitações de outorgas sem a informação de acesso, isto é, dispensou-se a necessidade de um levantamento prévio para definição de um ponto de conexão viável dentro do sistema elétrico. Diante desse montante de trabalho, ainda passível de regulamentação, a Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração da Aneel encontra-se de mãos atadas para dar celeridade aos processos, bastando aos requerentes apenas aguardar o desfecho de sua solicitação de autorização. Saindo um pouco da esfera política energética, percebemos que existem notórias evoluções EVOLUÇÃO DA BIOELETRICIDADE NO BRASIL GERAÇÃO DE ENERGIA EM % 100

2003

Solar Outros-1 Nuclear Lixívia Bagaço de cana

E EM

Eólica

2020

Fóssil-2 Hidráulica 83,9 63,8

0,0 1,7 1,7 2,4 3,7 2,3 1,1 2,3 1,9 6,2

0,0 9,2

7,7 11,8

0 1. Outras renováveis, outras não renováveis, lenha e biodiesel. 2. Óleo combustível, gás natural, óleo diesel e carvão.

técnicas sobre a legislação e a regulamentação do setor elétrico – entre essas ações, encontra-se o saneamento de regras, normas e procedimentos que já não poderiam mais ser sustentados, pois se tratava de uma verdadeira colcha de retalhos, criada pelo compartilhamento de responsabilidades, durante anos, da Aneel, do ONS, Operador Nacional do Sistema, e da EPE, Empresa de Pesquisa Energética. Uma das grandes evoluções para o setor de geração da bioeletricidade foi a criação da Resolução Normativa Aneel 1.000, de dezembro de 2021, que melhora a descrição dos serviços e responsabilidades atribuídas às distribuidoras de energia elétrica, apresentando em detalhes os direitos e deveres dos consumidores e autoprodutores de energia, além de sanear várias resoluções normativas obsoletas e simplificar a aplicação dos procedimentos de distribuição. Com o mesmo intuito, a Aneel aprovou a Resolução Normativa 903, de dezembro de 2020, que promoveu uma revisão e reestruturação dos procedimentos de rede para os sistemas de transmissão, melhorando o entendimento e simplificando a arquitetura dos módulos e submódulos utilizados na elaboração do planejamento do ONS, das concessões de transmissão e dos agentes de geração conectados à rede básica e das demais instalações de transmissão. Considerando toda a construção da matriz energética brasileira, podemos falar, com certeza, que a bioeletricidade constitui-se uma das mais importantes fontes e que sua representatividade pode ser visualizada na evolução histórica de projetos e injeção de potência no sistema. Aprofundando-se um pouco mais na importância de um projeto de bioeletricidade na matriz energética oriunda de usinas de açúcar e etanol, podemos ver o efeito da complementaridade com a fonte hidráulica no Centro-Sul do Brasil, garantindo sua operação durante o período seco e ajudando na manutenção dos níveis de reservatório de água; além disso, o prazo de implantação de um projeto de cogeração, em geral, é menor que 2 anos. Esses projetos promovem a descentralização das fontes geradoras, aproximando mais os centros de cargas e reduzindo, assim, os custos de investimentos em transmissão de energia. n

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mercado de carbono

qual deveria ser o valor de cada cbio ? Sob olhares de desconfiança dos agentes de mercado, foi lançada, em 2020, a comercialização dos CBIOs na B3, conforme cronograma previsto no RenovaBio. Naquela oportunidade, a meta de 29 milhões de CBIOs foi reduzida em 50% em razão da pandemia, concluindo o primeiro ano com 14,6 milhões de CBIOs negociados e aposentados. A “parte obrigatória” aposentou 98% dos CBIOs exigidos, gerando receita equivalente superior a R$ 650 milhões. No ano passado, foram aposentados 24,4 milhões de CBIOs, com a parte obrigatória atendendo a 98% da meta estabelecida, gerando receita equivalente de R$ 1,170 milhões. Apesar das diversas tentativas de algumas distribuidoras, que desejavam mudanças nas regras do RenovaBio, a justiça manteve firme o programa, sem nenhuma alteração. Talvez, à espera dessas mudanças, percebemos que a maior parte dos CBIOs foram adquiridos pelas distribuidoras no último trimestre do ano. Essa demanda concentrada sempre veio acompanhada de preços ascendentes. Mesmo com a pandemia, que restringiu a demanda de combustíveis do Ciclo Otto, e as condições climáticas adversas que foram registradas, os produtores de biocombustíveis têm se comprometido em atender e colocar à venda CBIOs, em quantidade mais do que suficiente para o alcance das metas das distribuidoras. Os produtores de etanol de cana foram responsáveis pela emissão de 46,7 milhões de CBIOs desde o início do programa, correspondendo a 86% do total, seguidos pelos produtores de biodiesel, com 7,9 milhões, ou 14% do total.

Todas as externalidades positivas que os biocombustíveis produzem custaram menos de R$ 0,02 o litro. Cada CBIO corresponde à redução de 1 tonelada de CO2 ao nosso meio ambiente, ou o equivalente a sete novas árvores plantadas. "

Martinho Seiiti Ono Diretor da SCA Etanol do Brasil

Ressaltamos que um expressivo volume de etanol de milho e de biodiesel ainda estão em fase de certificação para credenciamento pela ANP. Tal atraso e dificuldade ocorrem pela complexidade de rastreamento exigido pelos agentes certificadores, para esse tipo de cadeia de produção. Para o credenciamento de mais indústrias produtoras de biocombustíveis, especialmente aquelas que utilizam grãos (soja e milho), a ANP está avaliando Procedimentos para Cadeia de Custódia de Grãos no âmbito do RenovaBio, com processo de consulta pública aberta, quando deveremos ter um substancial aumento de ofertas de CBIOs. Atualmente (março/22), temos credenciados 308 produtores, segundo a ANP, assim distribuídos: Etanol de Cana: 262, Biodiesel: 32, Flex (milho e cana): 6, Biometano: 3, Etanol 2G: 1, e E1 GM: 4. A meta para 2022 apresenta novo crescimento, dessa vez com 35,98 milhões de CBIOs a serem adquiridos pela parte obrigatória. Diferente dos anos de 2020 e 2021, os agentes obrigatórios intensificaram a aquisição de CBIOs no primeiro trimestre. Conforme dados da ANP, até 1º de abril, os produtores de biocombustíveis emitiram um total de 6,9 milhões de CBIOs em 2022. As distribuidoras (parte obrigatória) já adquiriam 12,73 milhões de CBIOs, até o momento, respondendo por 35% da meta, dos quais 2,43 milhões já foram aposentados. Restam para os 8 meses subsequentes

Opiniões 23,27 milhões de CBIOs a serem adquiridos e aposentados até 31 de dezembro. Essa escalada forte de demanda tem proporcionado a valorização dos CBIOs. Conforme podemos observar no gráfico abaixo, os CBIOs alcançaram em março: R$ 100,00 ou mais de US$ 20,00. É bom relembrar que o RenovaBio tem como objetivo incentivar a produção e o consumo de combustíveis menos poluentes, com redução de emissões de CO2 na atmosfera. Convencionou-se, no Brasil, que o etanol hidratado deve ser consumido sempre que estiver com paridade abaixo de 70% em relação ao preço da gasolina, sem reconhecer as externalidades positivas que produz para o meio ambiente, para a saúde, para a fixação do homem no campo, evitando o êxodo rural para os grandes centros urbanos, além de desenvolver e gerar empregos no interior. A pergunta que se faz é simples: Qual o valor que os combustíveis fósseis deveriam pagar pelas emissões de CO2? Analisando a receita gerada pelos CBIOs e o volume de gasolina A e diesel comercializado, encontramos os seguintes valores: • Em 2020: Cada CBIO custou R$ 16,00/ m³ sobre volume total de Gasolina A e Diesel B • Em 2021: Cada CBIO custou R$ 15,00/m³ sobre volume total de Gasolina A e Diesel B. Todas as externalidades positivas que os biocombustíveis produzem em nosso país custaram menos de R$ 0,02 o litro, ou 15 reais o m3.

Cada CBIO corresponde à redução de 1 tonelada de CO2 ao nosso meio ambiente, ou o equivalente a sete novas árvores plantadas. Há que se reconhecer que esse valor é insignificante para incentivar o aumento da produção de biocombustíveis em nosso país. Os usuários de combustíveis fósseis e os estados que mantêm tributação de ICMS elevados para os biocombustíveis devem ser os responsáveis pela aquisição dos CBIOs. Os compromissos ambientais que o País assumiu nas diversas conferências climáticas levam à direção de maior produção e ao uso de energias renováveis, porém precisamos efetivamente que a sociedade como um todo tenha a consciência de valorizar a energia limpa. Precisamos de investimentos contínuos, sustentáveis e com a devida segurança jurídica para atender aos volumes previstos para os próximos anos. Portanto, o potencial de valorização dos CBIOs é mais que necessário para que, finalmente, tenhamos reconhecido todos os benefícios que os biocombustíveis produzem em relação aos combustíveis fósseis. Num futuro próximo, desejo que a sociedade use a “métrica” pela quantidade de CO2 que são emitidos ao meio ambiente, pagando alto preço pelas energias fósseis e poluidoras. Nunca é tarde para introduzir mudanças essenciais e necessárias para a preservação do nosso planeta. n

B3: ESTOQUES CBIOs EMISSOR

PARTE OBRIGADA

PREÇO MÉDIO

120

100

R$/CBIO

MILHÕES DE CBIOs

PARTE NÃO OBRIGADA

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mercado de carbono

Opiniões

os desafios do mercado de baixo carbono A partir de 2020, os produtores de bioenergia e, em especial, a indústria sucroenergética, passaram a ofertar um novo produto associado aos benefícios ambientais dos biocombustíveis: os créditos de descarbonização ou CBIOs. Em 2022, cerca de 35 milhões de CBIOs devem ser comercializados, em um mercado que pode movimentar mais de R$ 3 bilhões no seu terceiro ano de funcionamento. Esses títulos foram criados pela Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio), representam a emissão evitada de uma tonelada de gases causadores do efeito estufa (GEE). O Programa prevê a compra do certificado pelos distribuidores de combustíveis para o cumprimento de suas metas anuais de descarbonização, sem, contudo, descartar o uso dos créditos para compensação de emissões por outras indústrias. O preço do CBIO, por sua vez, é determinado pelas condições de oferta e demanda, com ajustes realizados a partir da comercialização em mercado organizado. A dinâmica inicialmente proposta pelo RenovaBio busca corrigir uma importante falha de mercado que caracteriza o mundo das energias renováveis:

Em 2022, cerca de 35 milhões de CBIOs devem ser comercializados, em um mercado que pode movimentar mais de R$ 3 bilhões no seu terceiro ano de funcionamento. "

Luciano Rodrigues Diretor de economia e inteligência setorial da Unica União da Indústria de Cana-de-açúcar

a presença de externalidades que resultam em um nível subótimo de produção e consumo dos biocombustíveis e um superinvestimento em fontes fósseis. Em essência, a externalidade positiva associada à descarbonização passa a ser um retorno econômico ao produtor de biocombustível; o que era externalidade negativa, por outro lado, se torna um custo privado adicional aos fósseis. A partir daí, cabe ao consumidor fazer a sua escolha, com base nos preços relativos, agora corrigidos, de cada combustível. Esse ajuste de mercado e as transformações promovidas na indústria sucroenergética a partir da geração de CBIOs são, sem dúvida, mais importantes do que qualquer receita gerada com a venda desses títulos. As mudanças observadas desde a implementação do RenovaBio iniciaram um processo fundamental para que o setor possa enfrentar ;

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mercado de carbono os desafios e aproveitar as oportunidades que serão geradas pela macrotendência mundial da energia de baixo carbono. Em primeiro lugar, é nítido que os gestores das unidades produtoras incorporam novos conceitos ao sistema de produção, com a busca de produtos, tecnologias e processos redutores de emissões de GEE. Termos como ciclo de vida, carbono equivalente, megajoule, etc. passaram a permear as discussões da indústria. A adesão ao programa também impressionou. Atualmente, cerca de 90% do etanol comercializado no País já é ofertado com pegada de carbono auditada por planta industrial. Enquanto empresas de outros setores da economia correm para estruturar os seus inventários de emissões, temos uma condição única no mundo, com mais de 270 produtores vendendo etanol com intensidade de carbono certificada. Os primeiros resultados decorrentes da relação direta estabelecida pelo RenovaBio entre a menor pegada de carbono e o número de CBIOs emitidos pelo produtor já são observados. No último ano, por exemplo, cerca de 20 unidades produtoras solicitaram a sua recertificação voluntariamente e apresentaram ganho de eficiência energético-ambiental próximo de 25%. Os ajustes na produção e os aperfeiçoamentos na rastreabilidade da matéria-prima permitiram que essas empresas ampliassem o potencial de descarbonização do etanol ofertado em um curto espaço de tempo. Essa tendência deve ser intensificada nos próximos anos, gerando ganhos para toda a cadeia e para a sociedade. Outro elemento trazido pelo mercado de CBIOs remete à estrutura regulatória e de governança criada para a geração de lastro, emissão e comercialização desses títulos. Trata-se de um arcabouço bem estruturado, que pode servir de padrão para outras iniciativas envolvendo a comercialização de créditos de carbono no País. A geração de lastro do CBIO se inicia com a identificação do local de origem da biomassa, excluindo eventuais propriedades com supressão de vegetação nativa ou que não atendam à legislação ambiental vigente. A mensuração da intensidade de carbono do biocombustível fabricado, por sua vez, é pautada pela avaliação de ciclo de vida, seguindo

Opiniões regras e padrões internacionais. O processo envolve, ainda, a auditoria dos indicadores por empresas externas, consulta pública com a divulgação ampla das informações apuradas e uma avaliação final realizada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Na sequência, a emissão dos CBIOs pelos produtores certificados exige a validação das notas fiscais de venda do biocombustível na base de dados da Receita Federal e a escrituração dos títulos por instituições financeiras. Toda a comercialização é registrada na B3, e os dados são reportados diariamente no site da bolsa. De fato, os CBIOs podem representar o começo de um mercado promissor para a cadeia sucroenergética e podem oferecer oportunidade de compensação de emissões de GEE para setores da economia com maior custo de mitigação. De todo o exposto, resta evidente que o setor avançou muito nos últimos dois anos. A despeito dessa condição, ainda existem desafios importantes a serem enfrentados na longa caminhada rumo à economia de baixo carbono. Sob o ponto de vista privado, é necessário manter os esforços para ampliar a eficiência econômica e ambiental da produção, entendendo que o futuro trará maior competição e multiplicidade de soluções energéticas. O desenvolvimento e a adoção de novas tecnologias, a consolidação da economia circular e o uso dos subprodutos, a diversificação dos produtos ofertados, a exploração de novos mercados e o maior esforço de comunicação são apenas alguns exemplos a serem trabalhados pelo setor. Na esfera regulatória, as ações incorporam aperfeiçoamentos no RenovaBio e no mercado de CBIOs, harmonização e alinhamento entre as diferentes iniciativas para a criação de mercados de carbono no Brasil e a garantia de políticas públicas para a mobilidade que preservem a neutralidade tecnológica e visem à menor emissão de GEE por quilômetro rodado. A indústria sucroenergética já mostrou capacidade de transformação e muita resiliência ao longo da sua história. Os próximos anos exigirão inventividade e empenho de toda a cadeia para se adaptar às mudanças impostas pela transição energética e se consolidar como fonte de energia limpa, acessível e confiável. n

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mercado virtual

transformação digital no agronegócio O agronegócio tem passado por transformações intensas nas últimas décadas. Não é à toa que termos como “Agricultura Digital” ou “Agricultura 4.0” ecoam cada vez mais no mercado, trazendo a concepção de uma verdadeira revolução tecnológica nos mais diferentes elos das cadeias produtivas. Esses conceitos estão geralmente atrelados à inclusão de diferentes modelos de tecnologias na produção, como a inteligência artificial, sensores, análise ampla de dados (ou Big Data), segurança cibernética e compartilhamento de conteúdo em nuvem. As informações, sejam do clima, de economia ou agronômicas, já são o principal insumo dos produtores para a tomada de decisão, na busca pelo aumento da eficiência, expansão das margens e posicionamento competitivo. Por esse motivo, muitas iniciativas têm emergido nos últimos anos, com foco na criação de produtos e soluções inovadoras para o setor. Softwares de gestão, sistemas de inteligência, equipamentos de sensoriamento remoto, aplicativos de informações técnicas

e produtos à base de organismos biológicos são algumas das principais soluções oferecidas pelas AgTechs brasileiras e que seguem em linha com o contexto de orientação pela demanda. A tendência é que a administração das atividades agropecuárias passe a ser feita, majoritariamente, sob a visão de “gestão de m²”, para resolução de problemas de forma precisa, além do uso de ferramentas para economia de tempo e maior eficiência operacional. A expansão no uso dessas tecnologias no campo fez com que outros modelos também ganhassem força, como é o caso das plataformas on-line de compra e venda de produtos/soluções. Um estudo da Consultoria McKinsey, feito no Brasil com 560 participantes e publicado em 2021, mostrou que o interesse dos agricultores por agricultura digital e o uso de plataformas on-line, especialmente para compra e venda de produtos, tem crescido no País. Segundo o relatório, 46% dos produtores têm preferência por realizar compras de insumos em canais on-line, valor que é superior, inclusive, à média dos Estados Unidos e da Europa.

No caso da comercialização, 1/3 dos participantes demonstraram estar dispostos a vender até 50% da produção por plataformas on-line. No campo, o estudo mostrou que 1 a cada 2 produtores já está usando algum tipo de tecnologia de precisão. "

Marcos Fava Neves

Professor da FEA-USP-RP e da EAESP/FGV-SP e especialista em planejamento do agronegócio Coautoria: Vinícius Cambaúva, Engenheiro Agrônomo pela FCAV/UNESP e Mestrando em Administração pela FEA-USP-RP

Opiniões No caso da comercialização, 1/3 dos participantes demonstraram estar dispostos a vender até 50% da produção por plataformas on-line. No campo, o estudo mostrou que 1 a cada 2 produtores já está usando algum tipo de tecnologia de precisão. Além disso, 45% dos entrevistados afirmaram estar dispostos a contratar tecnologias que contribuam para a elevação da produtividade na lavoura. Já um relatório divulgado pela Embrapa e Inpe em 2020 mostrou que 84,1% dos agricultores brasileiros utilizavam pelo menos 1 tipo de tecnologia digital em seu processo produtivo. Entre as principais funções do uso dessas tecnologias, 40,5% dos entrevistados afirmaram que as utilizam para compra e venda de insumos, produtos e da produção agropecuária, a terceira categoria com maior participação. O aumento do interesse dos agricultores pelo uso dos marketplaces tem sido observado de perto nos ecossistemas de inovação distribuídos pelo País. Hoje, segundo o relatório Radar Ag Tech Brasil 2020/21” - que é o principal estudo de mapeamento de AgTechs no País -, entre as 1.574 startups do agronegócio, 100 delas possuem soluções na categoria de marketplaces e plataformas de negociação e venda de produtos agropecuários – o que corresponde a 6,3% do total, e, embora a participação pareça pequena, é a 4ª categoria com maior número de iniciativas. A introdução de mercados digitais no agronegócio deve agregar valor especialmente ao processo de negociação e de compra de insumos e equipamentos. Nesse sentido, podemos destacar três principais aplicações dos marketplaces no agro: 1) a comercialização de insumos agrícolas; 2) a venda de serviços e suportes para as atividades agropecuárias; 3) a comercialização da produção agrícola. É possível notar que os dois primeiros itens têm relação direta com os agentes do “antes da porteira”, ou seja, dos fornecedores de insumos ─ como defensivos, adubos, sementes, genética e outros ─ e de serviços; já o último refere-se ao produtor rural (“dentro da porteira”) e suas relações com os agentes do “depois da porteira”, aqueles interessados em adquirir a matéria-prima (agroindústria, indústria de alimentos e outros). Apesar de envolver diferentes frentes, é possível notar que o produtor rural é o principal personagem e articulador desse processo, sendo que sua participação é determinante para a consolidação e o crescimento do modelo de mercados digitais.

Embora haja uma forte tendência de crescimento no uso das plataformas digitais de comercialização e/ou marketplaces no agro, ainda existem desafios a serem superados, entre eles: 1) os custos de investimentos para aquisição de equipamentos e aplicativos; 2) problemas de conectividade (internet) em grandes regiões produtoras; 3) a falta de conhecimento e/ou capacitação para uso de tecnologias; 4) a desconfiança acerca do ambiente on-line e os reais riscos que ele pode trazer; e 5) a organização dos players do setor para viabilizar redes de distribuição, como no varejo tradicional. Uma das barreiras para o avanço da venda digital no agro é a logística de distribuição, considerando que os custos com transporte rodoviário podem inviabilizar algumas operações no comércio on-line, especialmente quando falamos de acesso a áreas rurais e da infraestrutura ainda precária em muitas regiões do País. Outro aspecto que pode prejudicar a consolidação do modelo é o cumprimento de regulações e normas do setor. No caso dos defensivos agrícolas, por exemplo, a venda de produtos só pode ser feita por meio da indicação em receituário agronômico. É necessário que haja, portanto, uma revisão dos processos legais e criação de novos mecanismos, também no ambiente on-line. Um aspecto interessante de se observar, especialmente quando tratamos do segmento de insumos agrícolas, é que existe todo um sistema tradicional consolidado para venda e distribuição desses produtos/soluções, por meio de revendas, cooperativas e outros canais – e que envolve um grande número de agentes e profissionais com atuação direta na comercialização. Por conta disso, é necessário um grande esforço de aglutinação e integração, a fim de unir os diferentes agentes das cadeias produtivas, conectando compradores aos vendedores. Hoje, mesmo o agricultor que ainda realiza compra e venda de forma tradicional está sendo diariamente bombardeado por experiências atrativas no ambiente on-line, o que tende a alterar seu comportamento nos próximos anos. Já não estamos mais falando sobre aceitação do mercado digital, mas sim de quando ele deve se consolidar e quais os possíveis impactos que deve trazer aos sistemas tradicionais. Cabe a nós seguir acompanhando de forma frequente, monitorando os riscos e oportunidades, e irmos nos adequando ao novo contexto. O produtor rural já não é mais tão “caipira” quanto dizem por aí; por vezes, ele tem se tornado bem mais conectado do que profissionais de muitos outros setores. n

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endividamento do sistema

Opiniões

grau de endividamento x novos horizontes Após muitos anos sem uma perspectiva promissora, o setor sucroenergético brasileiro experimentou, a partir da safra 19/20, uma sequência de três bons anos, ao menos em termos de preço. Após um crescimento real da ordem de 14% na safra 18/19, a dívida total do setor se manteve estável em 19/20 e caiu cerca de 22% em 20/21. Os balanços da safra 21/22 estão saindo do forno, mas devem apresentar resultados bastante heterogêneos entre as empresas, em função da quebra de safra de cada unidade produtora e da política de hedge adotada por cada grupo econômico. Em relação à quebra de safra, enquanto os dados da Unica mostram uma queda de 14,69% (em ATR), temos observado unidades com apenas 5%, enquanto outras chegam a apresentar perdas de até 30%. Já no que diz respeito ao hedge, muitas empresas travaram, antecipadamente, seus preços de açúcar em cerca de R$ 1.500,00 por tonelada, mas o preço chegou a bater acima de R$ 2.000,00, beneficiando as empresas que não se haviam protegido. Nesse caso, diga-se, pura sorte de quem não fez o que deveria ter sido feito. Isso tudo posto, considerando o aumento de custos dos insumos, que já teve impactos nessa última safra, e o aumento da Selic, a partir de meados de 2021, torna bastante desafiador estimarmos o nível de dívida das empresas e do setor como um todo no atual momento, sem termos acesso aos balanços fechados da safra.

Se já é difícil estabelecermos o presente, pior ainda é traçarmos cenários futuros. Apenas para citar alguns exemplos, cloreto de potássio saiu de 400 dólares por tonelada, no início de 2021, para cerca de 1.200 hoje; ureia, de 350 dólares para próximo de 900; e superfosfato triplo, de 450 para 800 dólares a tonelada. Isso tudo sem contar o preço do óleo diesel, que acumula mais de 55% de aumento desde o início da última safra. Ou seja, o cenário será desafiador, embora a perspectiva seja de preços firmes de açúcar e etanol. Por outro lado, como tenho insistido há vários anos, o setor é muito heterogêneo em vários aspectos. Apenas para se ter uma ideia, em um levantamento com 162 unidades produtoras, o CTC encontrou resultados de produtividade (safra 20/21) que vão de 16,19 toneladas de ATR por hectare até 4,01. Do ponto de vista financeiro, alguns grupos possuem dívida líquida menor que 50 reais por tonelada, enquanto outros superam os 250. Um cenário desafiador, seja de clima, seja de preço ou de custo, afetará diferentemente cada uma das usinas. Usando um exemplo do passado, após o período de congelamento de preços da gasolina em meados da última década, várias usinas se tornaram insolventes, algumas sendo inclusive forçadas a pedir recuperação judicial, enquanto outras, além de passarem incólumes, aumentaram sua moagem incorporando canavial delas. É, portanto, mais importante fazer primeiro a lição de casa, independentemente da adversidade do momento. Essa lição tem dois pilares fundamentais: redução de custos e gestão financeira.Em um setor de commodities, onde não se controla o preço, a redução de custos é a principal forma

Aquelas empresas que, nos últimos três anos, conseguiram reduzir seu endividamento, ajustar sua liquidez e adequar seu custo de produção vão, com certeza, conseguir surfar nessa nova onda. "

Manoel Pereira de Queiroz Superintendente de Agronegócio do Banco Alfa e Membro do Conselho Superior do Agronegócio da FIESP

de se aumentar ou preservar a geração de caixa. Considerando que cerca de 70% dos custos de uma usina estão na área agrícola, é lá que se podem obter os melhores ganhos, seja por aumento de produtividade, seja por diminuição de desperdício. Nesse campo, as notícias não podiam ser melhores: é profícua a quantidade de soluções que vem sendo gerada nesse sentido, desde técnicas de manejo, como a meiosi, ao uso de tecnologia, algumas delas de adoção relativamente simples e barata, como uso de sistema para monitoramento de frota, com redução impressionante do número de máquinas usadas na operação, ou o uso de drones para controle biológico de pragas. Já sob o aspecto financeiro, o ponto mais importante é o controle da liquidez, que se faz tomando dívida em prazos condizentes com o ciclo de investimentos da empresa e mantendo um forte colchão de caixa. Em relação ao ciclo de investimentos, vale lembrar que o principal CAPEX recorrente do setor é a renovação de canavial, que demora, no mínimo, 12 meses para ser colhido e permanece sendo colhido por cinco ou seis anos. Em relação ao caixa, há sempre quem questione o custo de carregar uma posição elevada, recebendo remuneração inferior ao que paga na dívida.

É verdade, carregar caixa realmente custa caro, mas aumenta o poder de barganha e torna a empresa mais fácil de administrar. Não à toa, empresas de primeiríssima linha não veem qualquer incômodo em carregar um caixa expressivo. Veja alguns exemplos de companhias abertas em 31 de dezembro no ano passado: Brasilagro, caixa de R$ 563 milhões, equivalente a 1,13 vez sua dívida financeira de curto prazo; São Martinho, caixa de R$ 1,5 bilhão, 2,23 vezes; Suzano, caixa de R$ 5,2 bilhões, 2,79 vezes. Alguns fatos nos levam a crer que há novamente um ambiente bastante propício para o setor sucroenergético nos próximos anos: uma retomada forte da “onda” ESG no mundo, dando impulso a uma possível nova onda de comercialização de créditos de carbono; a admissão por parte de algumas montadoras de automóveis de que a solução para descarbonização de alguns países, como o Brasil, passa pelo biocombustível e não somente pela eletrificação plug-in; o potencial do biogás e do biometano, agregando valor à produção; a possibilidade de viabilização de tecnologias disruptivas, como o plantio de cana via “semente”. Aquelas empresas que, nos últimos três anos, conseguiram reduzir seu endividamento, ajustar sua liquidez e adequar seu custo de produção vão, com certeza, conseguir surfar nessa nova onda. n

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logística

Opiniões

etanolduto: uma evolução para a logística Desde o início da década passada, tivemos uma profusão de projetos logísticos para transporte de etanol no País. O momento era de uma iminente expansão do mercado internacional para biocombustíveis, somada ao notável crescimento do mercado interno de etanol, após quase uma década de expansão da frota flex e da produção de etanol. Esse cenário trouxe à tona as limitações da infraestrutura logística disponível para o transporte de etanol, que poderiam vir a restringir o crescimento do mercado para os anos vindouros. Na busca por modais de transportes mais eficientes para transporte de biocombustíveis líquidos, houve destaque para os projetos envolvendo sistemas de dutos. Esses sistemas são largamente utilizados mundo afora para a movimentação de combustíveis, e, no Brasil, a disponibilidade estava mais restrita à malha de dutos da Petrobras, com enfoque principal na movimentação de derivados do petróleo (gasolina e diesel).

Dentre os vários projetos logísticos desenvolvidos à época, sendo três deles, inclusive, de sistemas de dutos para transporte de etanol, foi eslhido e lançado, em 2011, um projeto único para o etanolduto, capitaneado pela Logum Logística, que, agora em 2022, deverá finalmente atingir seu ápice. Desde a sua concepção, o projeto do etanolduto buscou considerar todas as particularidades das necessidades e características específicas do setor, bem como aproveitar e integrar todos os ativos já instalados e os projetos em desenvolvimento. Em 2013, foi inaugurado o primeiro trecho do etanolduto, que, associado aos dutos já existentes, veio operando até 2021 com capacidade de atender em torno de 20% da demanda de etanol da região metropolitana de São Paulo, do estado do Rio de Janeiro e as demandas para o transporte até a região portuária de Ilha D’água-RJ. Recentemente, no 2º semestre de 2021, a Logum voltou a expandir as possibilidades de atendimento dutoviário para o suprimento de etanol da região metropolitana de São Paulo, inaugurando aumento de sua capacidade no polo de distribuição de Guarulhos. E, na primeira quinzena deste mês de abril, concluiu a conexão com o polo de São Caetano do Sul, o maior da região metropolitana de São Paulo. Com essas expansões, o etanolduto passará a ter capacidade para o atendimento de 100% da demanda de etanol ; consumido na Grande São Paulo.

Entendo que o momento é de integração, buscando produtividade, redução de custos e ganhos na agenda ESG para toda a sociedade. O etanolduto se coloca como uma opção de ganhos reais e consideráveis, e uma mudança expressiva da logística operacional. "

Leandro Alves de Almeida Diretor-presidente da Logum Logística

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logística

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Ainda na atual etapa de investimentos, está prevista a disponibilização de um novo trecho, conectando o etanolduto ao polo de distribuição de São José dos Campos, ainda no primeiro semestre de 2022. GO

COMPLEXO DE LOGÍSTICA DO SISTEMA LOGUM

Dutos Logum 1ª Fase (2013/15) Expansão Logum (2021/22) Dutos Subcontratados para Etanol Fluxo Etanol Fluxo Ferroviário

UBERABA

RIBEIRÃO PRETO

SP PAULÍNIA

SÃO JOSÉ DOS CAMPOS

DUQUE DE CAXIAS

GUARULHOS

ILHA D’ ÁGUA BARUERI

GUARAREMA SÃO CAETANO DO SUL

E o que se esperar, então, daqui em diante? A safra 22/23 do setor sucroenergético (da região Centro-Sul do País) está em seu começo neste mês de abril, e as expectativas são de início de um ciclo de recuperação dos canaviais e da oferta de etanol, que vem de um ciclo de retração, diante de condições climáticas adversas e maior enfoque na produção de açúcar. Se somarmos ao contexto de recuperação, as perspectivas de crescimento da oferta de etanol oriundo do milho, com a inauguração de novas plantas prevista para os próximos meses, devemos ver no mercado uma crescente demanda por logística para transporte de etanol. A necessidade de se olhar com um enfoque de maior eficiência e sustentabilidade para a logística torna-se de fundamental importância, especialmente neste momento, em que, além de ganho de escala, estamos em plena evolução da agenda de transição energética, em busca de uma economia de baixo carbono para os próximos anos. A depender do modal de transporte escolhido, a contribuição para a redução de emissões de CO2 poderá ser ampliada ainda mais. A utilização de modais de larga escala, como o dutoviário, ferroviário e marítimo, pode trazer grandes contribuições para a agenda ambiental, e demais frentes ESG. EMISSÕES DE CO2 POR TIPO DE MODAL EM GRAMAS DE CO2 POR TON/KM

Para a operação do etanolduto, foram consideradas diversas frentes de integração com outros sistemas logísticos, a começar pelo próprio transporte rodoviário atualmente dominante nos fluxos, possibilitando ganhos como: • deslocamento de operações de recepção rodoviária de etanol de terminais em regiões metropolitanas nos Estados de São Paulo e do Rio de Janeiro, para terminais localizados no interior do País conectados ao duto e mais próximos às regiões produtoras, possibilitando a redução de congestionamentos nas estradas, acidentes de trânsito e deterioração das vias públicas causados por caminhões pesados, além de reduzir o lançamento de milhares de toneladas de carbono na atmosfera ao longo dos anos e de todos os custos que tais ocorrências envolvem; • maior rentabilidade por quilometro rodado para o transportador e para o motorista, visto que, em rotas mais curtas, tendem a ter um frete unitário proporcional maior do que rotas mais longas; • maior qualidade de vida para o motorista de caminhão – a circulação em rotas mais curtas no interior pode proporcionar ao motorista a condição de poder circular em vias menos engarrafadas, com menos estresse causado pelo trânsito, podendo, por vezes, trabalhar mais próximo da família. Uma outra importante frente considerada foi a integração da malha dutoviária com as malhas ferroviárias no município de Paulínia-SP. Essa integração poderá possibilitar o aumento de volume de etanol transportado tanto nas ferrovias como nos dutos, visto que, atualmente, o atendimento ferroviário se limita à demanda da região de Paulínia (área de Campinas-SP) e, com a integração, poderá trazer maior volume de etanol para serem transportados pelos dutos para atendimento das regiões metropolitanas de São Paulo e Rio de Janeiro, além de poder se integrar com o transporte marítimo, através da conexão portuária com os dutos.

Opiniões Há ainda outros ganhos que podem ser obtidos em: • capacidade nos terminais de distribuição e portuário conectados aos dutos, possibilitando melhor aproveitamento dos ativos existentes, com ganhos expressivos na operação e maximização do retorno de investimentos já realizados; • aumento da segurança no abastecimento de mercado, reduzindo tempo de ressuprimento e melhoria na gestão das oscilações mercadológicas; • aproveitamento de sinergias com o fluxo de derivados do petróleo (gasolina e diesel) em modais de larga escala, no fluxo reverso ao do etanol, possibilitando maximizar a eficiência de toda a cadeia logística; • maior controle sobre fluxo de volumes, qualidade de produto, tributos, etc., propiciando ganhos de governança. Entendo que o momento é de integração, buscando produtividade, redução de custos e ganhos na agenda ESG para toda a sociedade, O etanolduto se coloca como uma opção de ganhos reais e consideráveis e uma mudança expressiva da logística operacional. n

Terminal Ribeirão Preto-SP

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emissões de CO2

comparação entre híbrido com etanol e elétrico Veículos híbridos flex são o caminho natural para o Brasil na transição energética. Essa afirmação pode ser ancorada em quatro principais fatores: o País é o segundo maior produtor de biocombustíveis do mundo, produzir baterias de carros elétricos tem elevado impacto ambiental, híbridos são mais eficientes em consumo e a infraestrutura de “recarga” está pronta. Esses fatores, somados, fazem com que eles tenham emissões de carbono menores do que os puramente elétricos de porte similar, mesmo numa matriz elétrica considerada “limpa” como a do Brasil. De 2017 a 2021, a produção média de etanol no Brasil foi de 31,9 bilhões de litros anuais (anidro mais hidratado), valor 32% maior do que a produção de gasolina A no País. A força do etanol está refletida na maior frota de carros flex fuel do mundo. A indústria brasileira sucroalcooleira tem fundamental importância na geração de emprego, renda, tecnologia e na redução das emissões de gases de efeito estufa. Não é algo que se possa desprezar. A análise comparativa do ciclo de vida de um veículo híbrido movido a etanol brasileiro com um puramente elétrico, do berço à roda, demonstra que um carro com rendimento de 12 km/L com etanol já emite menos gases de efeito estufa do que um carro elétrico cuja bateria dure 200.000 km no Brasil. As emissões dos elétricos ocorrem em maior monta na fabricação da bateria e na recarga deles na rede elétrica, conforme a figura em destaque. Uma bateria de 60 kWh de capacidade pesa perto de 400 kg, contendo dezenas de quilogramas de lítio, níquel, cobalto, cobre, alumínio, entre outras substâncias. A mineração e a transformação desses metais exigem muito

Um país que já é destaque em transição energética não pode renunciar àquilo que tem de melhor. Que venham logo os híbridos flex. "

Marcelo Antunes Gauto Doutorando do Programa Interinstitucional Bioenergia da USP/UNICAMP/UNESP

do meio ambiente nas emissões de carbono e na geração de rejeitos (vale lembrar que o Brasil teve experiências traumáticas recentes, em Mariana e Brumadinho). E, quanto maior a bateria de um veículo elétrico, maiores os impactos ambientais associados. Adicionalmente, ao se “plugar” um veículo elétrico na tomada para recarga, tem-se as emissões indiretas de carbono, associadas à produção de energia elétrica e às perdas que ocorrem na transmissão, distribuição e recarga. Embora se observe um crescimento significativo das fontes eólica e solar no Brasil, nos últimos anos, o despacho de usinas termoelétricas movidas a carvão, óleo e gás tem igualmente aumentado. Na margem, se, para cada carro elétrico que entra na rede, for necessário despachar uma fonte fóssil, o cenário fica ainda pior para o veículo elétrico do que o apresentado na figura em destaque. Como contraponto, é comum que se argumente: “se eu utilizar energia solar pra recarregar meu carro elétrico, esse problema está resolvido”. De fato, utilizar painéis fotovoltaicos é uma saída, mas não diminui o problema do tamanho e da poluição das baterias. Além disso, a fabricação dos painéis solares e periféricos associados vai exigir energia e emitir carbono. Então, a conta não é tão simples. Vale lembrar que o etanol é também indiretamente “recarregado pelo sol”. As plantas, em processos bioquímicos incríveis, captam sol e armazenam carbono da atmosfera através da

Opiniões fotossíntese. É esse carbono armazenado que mais tarde vira etanol (e bioeletricidade gerada pela queima do bagaço). Em última análise, ao encher o tanque do carro com etanol, se está fazendo a recarga indireta dele com energia solar. Pode-se dizer que o etanol é também uma espécie de “bateria”, cuja recarga completa do tanque não leva mais de 5 minutos, com a vantagem de ser facilmente armazenável. Comparativamente, uma bateria de lítio de 400 kg gera uma autonomia máxima de 380 km para um veículo elétrico. Com 40 kg de etanol, ou seja, 10% da massa de uma bateria de lítio, é possível rodar, no mínimo, a mesma quilometragem que o carro elétrico. Um veículo híbrido de alta eficiência movido a etanol pode facilmente rodar 700 km com 40 kg de combustível. Maior autonomia, facilidade de reabastecimento e menor peso sendo transportado. Veículos híbridos possuem baterias pequenas, até dez vezes menores, em massa, do que os puramente elétricos mais tradicionais. Os mercados norte-americano, europeu e asiático já usufruem de veículos híbridos que fazem mais do que 25 km/L com gasolina. O ganho de rendimento compensa as emissões de carbono associadas à bateria que o híbrido carrega. Um veículo assim rodando com etanol garantiria economia aos motoristas e emissões de carbono ainda menores. Como vantagem adicional, os híbridos flex não exigiriam investimentos maciços em infraestrutura de recarga, uma vez que a rede de abastecimento já existe. Construir pontos de recarga e aumentar a oferta de energia elétrica fatalmente aumentarão as emissões de carbono.

A transição “à brasileira” A transição energética exige aumento da eficiência no uso da energia e fontes alternativas ao fóssil. Veículos híbridos movidos a biocombustíveis contemplam as duas coisas, com menor pegada de carbono em comparação ao ciclo de vida dos veículos puramente elétricos, confirmada por dados científicos. Não parece plausível que o Brasil adote uma eletrificação da frota nos mesmos moldes da Ásia ou Europa, dadas a vocação e a disponibilidade para a produção de biocombustíveis. O caminho natural para o País é aproveitar a sinergia dos bioenergéticos com a eficiência dos sistemas elétricos, a um custo incrivelmente acessível e com infraestrutura pronta. Com etanol de primeira e segunda geração, integração do milho-safrinha, biometano veicular e veículos híbridos de alta eficiência, o Brasil já seria capaz de se tornar autossuficiente em combustíveis do ciclo Otto, com baixíssima pegada de carbono. Há ainda biocombustíveis sintéticos e células de hidrogênio que utilizam biocombustíveis, que estão em fase de desenvolvimento, que podem ampliar a gama de rotas tecnológicas nesse sentido. O Brasil já possui uma indústria competitiva de biocombustíveis, geradora de empregos, renda, desenvolvimento científico e tecnológico. Tudo feito com total respeito ao meio ambiente. Um país que já é destaque em transição energética não pode renunciar àquilo que tem de melhor. Que venham logo os híbridos flex. n

Comparação das emissões entre um veículo a combustão, movido a etanol de cana, e um puramente elétrico no Brasil (Fonte: elaboração própria, a partir de simulações do grupo de Bioenergia da Unicamp).

a m i x o ó Pr içã ed

Acervo: Unica

na r a i c n u n A iões n i p O a t s Revi -2200 3 7 7 9 9 16

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ISSN: 2177-6504

SUCROENERGÉTICO: cana, milho, sisal, açúcar, etanol, biogás e bioeletricidade ano ano19 19••número número73 72••Divisão DivisãoCC••Ago-Out Mai-Jul 2022

a eficácia da automação e da inteligência artificial aplicada no sistema sucroenergético

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