Introdução
Esse artigo é a Parte III da série “O mercado de biometano em construção”. Na Parte I foram expostas as lições dos casos dos Estados Unidos e da Dinamarca para o desenvolvimento do mercado de biometano do Brasil. Na Parte II foi estimada a demanda e a disposição a pagar por biometano das empresas do setor siderúrgico brasileiro. Na Parte III será mostrada a necessidade de conectar a produção de biometano à rede interligada de gasodutos para o desenvolvimento do mercado brasileiro de biometano.
Embora o mercado de biometano ainda seja incipiente no Brasil, ele vem crescendo rapidamente. A produção de biometano dobrou nos últimos 4 anos, saltando de 99 mil metros cúbicos por dia (Mm3/d) em 2020 para 202 Mm3/d em 2023 (ver Gráfico 1). Atualmente (julho de 2024), existem 6 usinas de biometano com autorização de operação outorgada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), somando uma capacidade autorizada de 417 Mm3/d (ANP, 2024a). A ANP está avaliando o pedido de autorização de outras 25 usinas de biometano, que somam uma capacidade autorizada de 1.145 Mm3/d. Portanto, no médio prazo, o Brasil poderá contar com 31 usinas de biometano e uma capacidade autorizada de produção de 1.562 Mm3/d (ANP, 2024a).
Gráfico 1 – Evolução da produção de biometano no Brasil
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2024b).
Além disso, o quadro regulatório também vem se desenvolvendo. Em 2015, a ANP divulgou a Resolução ANP nº 08/2015 que regulamenta os padrões de qualidade do biometano proveniente de resíduos orgânicos agrossilvopastoris e comerciais. Em 2017 foi a vez do biometano proveniente de oriundo de aterros sanitários e de estações de tratamento de esgoto, que foi regulamentado através da Resolução ANP nº 685/2017. Ambas essas resoluções foram atualizadas em 2022 por meio da Resolução ANP nº 906/2022 e Resolução ANP nº 886/2022, respectivamente. Cabe destacar que está previsto a revisão dessas resoluções na agenda regulatória da ANP para o biênio 2022-2023. Em 2018, a ANP estabeleceu o processo de autorização para construção e operação de usina de biometano com a implementação da Resolução ANP nº 734/2018.
Espera-se uma grande expansão da produção de biometano no Brasil nos próximos anos. Algumas estimativas sugerem que a produção de biometano poderá atingir 32 milhões de metros cúbicos por dia (MMm3/d) em 2030 (Roitman, 2023). Esse grande aumento na produção seria consequência da exploração do volumoso potencial de biometano do Brasil. O Gráfico 2 mostra esse potencial estimado pela Associação Brasileira do Biogás (ABiogás). É possível notar que a as estimavas da ABiogás mostram um potencial de produção de biometano de 119 milhões de metros cúbicos por dia (MMm3/d). Esta estimativa ficou conhecida como Pré-sal Caipira. Como forma de comparação, a produção disponível de gás natural do Brasil foi de 52 MMm3/d em 2023 (ANP, 2023). Cabe destacar que essas estimativas buscam estimar o potencial teórico máximo da produção de biometano, levando em conta somente a abundância de matéria-prima, sem contabilizar as limitações de disponibilização das mesmas e limitações de infraestrutura (ABiogás, 2020b).
Gráfico 2 – Potencial da produção de biometano no Brasil por matéria-prima
Fonte: Elaboração própria com dados da ABiogás (2024).
Quando levamos em consideração não somente a abundância de resíduos para a produção de biometano (i.e., o potencial teórico máximo), mas também a dificuldade de utilização dessas matérias-primas, identificamos que o grande potencial da produção de biometano no Brasil provém dos resíduos do setor sucroalcooleiro. Em primeiro lugar, o potencial da produção de biometano através de resíduos urbanos (i.e., resíduos sólidos urbanos e esgotamento sanitário) é baixo, mesmo assumindo um cenário em que a totalidade desses resíduos é coletado e processada para produção de biometano (ABiogás, 2020b). Segundo os dados do Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento (SNIS), em 2022, apenas 52,2% do esgoto gerado no Brasil foi tratado, enquanto a cobertura de coleta de resíduos domiciliares foi de 90% e apenas 74% dos resíduos sólidos urbanos foram depositados em aterros sanitários nesse mesmo ano (SNIS, 2022).
Em segundo lugar, como destacado pela EPE (2023) , a utilização dos resíduos da agricultura para a produção do biometano apresenta dificuldades. O aproveitamento desses resíduos requer coleta para sua agregação, pré-processamento e significativo volume de água para a biodigestão anaeróbia (via úmida) (EPE, 2023). Dessa maneira, a EPE (2023) classifica os resíduos agrícolas como sendo o mais difícil para o desenvolvimento das usinas de biometano.
Em terceiro lugar, grande parte do potencial da produção de biometano através de resíduos da pecuária provém de dejetos animais. A ABiógas (2020b) estimou que, em 2019, 64% do desse potencial era proveniente de dejetos animais. No entanto, grande parte da criação de gado no Brasil é extensiva, de tal maneira que os dejetos estão dispersos pelo pasto (EPE, 2020). Portanto, os dejetos animais necessitam de coleta para a sua agregação, o que cria barreiras para a produção de biometano. Além disso, a criação de suínos no Brasil é de pequeno e médio porte, o que dificulta a produção de biometano em escala comercial. Segundo os dados do IBGE (2024), o rebanho médio de suínos no Brasil é de 3,4 cabeças por estabelecimento.
Portanto, no Brasil, o desenvolvimento de uma volumosa produção de biometano necessariamente será resultado da exploração dos resíduos do setor sucroalcooleiro. No entanto, as usinas de etanol se localizam no interior do Brasil. Por outro lado, a infraestrutura de transporte de gás natural do Brasil é pouco desenvolvida e concentrada no litoral, o que restringe a possibilidade de transporte de biometano. Essa restrição poderá limitar o desenvolvimento do mercado de biometano no Brasil.
Dessa maneira, este artigo visa estimar o potencial de biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro, a fim de identificar se esse potencial se encontra em regiões com alta ou baixa demanda por gás natural. A hipótese é de que, caso esse potencial se encontre em regiões com alta demanda de gás natural, a escassez de infraestrutura de transporte não seria uma restrição ao desenvolvimento do mercado de biometano no Brasil, uma vez que o consumo poderia ocorrer localmente. Caso contrário, a falta de infraestrutura de transporte seria um importante limitador ao desenvolvimento do mercado de biometano.
Para isto este artigo 5 seções, além desta introdução. A seção 2 apresenta a metodologia para estimar o potencial de biometano. A seção 3 apresenta o resultado da estimativa do potencial de biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro, mostrando a necessidade de conectar o biometano na malha interligada de gasodutos, uma vez que esse biometano se localiza em regiões de baixa demanda por gás natural. A seção 4 expõe as consequências da não conexão do potencial de biometano na malha interligada de gasodutos. A 5 apresenta uma proposta para permitir a injeção do biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro na rede interligada de gasodutos do Brasil, denominada de “Hub de Injeção de Biometano”. A seção 6 conclui.
Metodologia
Fórmula para estimativa do potencial da produção de biometano
Iremos estimar o potencial da produção de biometano de cada usina de etanol autorizada pela ANP (PBi) através da seguinte equação:
Onde Ei é a capacidade autorizada de etanol hidratado pela ANP da usina i em m3, μC e μM são, respectivamente, as taxas de utilização da capacidade autorizada da usina de etanol de cana-de-açúcar e milho, RC e RM são os respectivos rendimentos de biometano dos resíduos do processamento de cana-de-açúcar e de milho em m3 de biometano por m3 de etanol, e Ii é uma função “SE” que retorna valor 1 se a usina de etanol processa cana-de-açúcar e 0 se a usina processa milho.
Cabe destacar que existe uma hipótese implícita na equação acima, a saber: todo o biogás gerado no biodigestor será tratado para a produção de biometano. No entanto, o biogás produzido no biodigestor pode ser utilizado em 4 aplicações distintas: geração de energia elétrica, energia térmica, energia mecânica e biometano. Ressalta-se que as aplicações em energia elétrica, energia térmica e energia mecânica não exigem a concentração do metano no biogás, tendo no geral uma concentração de 60% de metano. A concentração se faz necessário somente na produção de biometano, onde as resoluções da ANP exigem que o biometano tenha pelo menos 90% de metano (ANP, 2022b, 2022a).
Os dados de capacidade autorizada da produção de etanol
Iremos estimar a potencial da produção de biometano do setor sucroalcooleiro a partir dos dados da ANP (2024a) de capacidade instalada de etanol hidratado das usinas de etanol com autorização de operação em fevereiro de 2024. A escolha da capacidade instalada de etanol hidratado se justifica pela necessidade da produção desse tipo etanol para a produção do etanol anidro (ver Figura 1).
Segundo os dados da ANP (2024a), a capacidade autorizada de produção de etanol hidratado, em fevereiro de 2024, é de 258,3 Mm3/d (ver Gráfico 3). 88,4% dessa capacidade ocorre através da produção de etanol através do processamento de cana-de-açúcar, enquanto 7,1% são provenientes do processamento de milho e outros 4,3% são provenientes de usinas flex, ou seja, que podem utilizar tanto a cana-de-açúcar como milho e/ou outras matérias-primas. O restante da capacidade (0,1%) ocorre através do processamento de outras matérias-primas, tais como, arroz, batata e soja.
Simplificadamente, iremos assumir que as usinas flex utilizam apenas cana-de-açúcar. Além disso, não iremos contabilizar as usinas de etanol que processam outras matérias-primas. Em outras palavras, iremos estimar o potencial da produção de biometano apenas das usinas que processam cana-de-açúcar (incluindo as usinas flex) e as usinas que processam milho.
Gráfico 3 – Capacidade autorizada pela ANP da produção de etanol hidratado por matéria-prima em fevereiro de 2024
Nota: Flex refere-se as usinas que podem utilizar como matéria-prima tanto a cana-de-açúcar como milho e/ou outras matérias-primas.
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2024a).
Suposições sobre os rendimentos dos resíduos do processamento de cana-de-açúcar e de milho
O processamento de cana-de-açúcar para a produção de etanol gera 4 resíduos principais, a saber: palha, bagaço, torta de filtro e vinhaça. A Figura 1 apresenta o fluxograma simplificado da produção de etanol através do processamento de cana-de-açúcar e seus principais resíduos. É possível notar que a palha é gerada na colheita da cana-de-açúcar e, geralmente, é utilizada para o recobrimento do solo, mas também podendo ser queimada para cogeração de energia ou utilizada na produção de etanol de segunda geração.
Figura 1 – Fluxograma simplificado e principais resíduos da produção de etanol através do processamento da cana-de-açúcar
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados de Santos et al. (2021).
O bagaço, a torta de filtro e a vinhaça são resíduos gerados na fase industrial da produção de etanol. Na etapa de moagem da cana-de-açúcar, o caldo é extraído do bagaço. O bagaço é geralmente queimado para cogeração de energia, mas também pode ser utilizado na produção de etanol de segunda geração ou vendido como ração animal. Logo após a extração, o caldo passa por uma etapa de clarificação onde as impurezas são coaguladas, floculadas e precipitadas. O lodo resultante deste processo de tratamento é destinado a um filtro rotativo para recuperação do açúcar residual. O resíduo gerado nesta etapa é chamado de torta de filtro. A Torta de filtro é normalmente utilizada como fertilizante após passar pelo processo de compostagem. A partir daí, o caldo tratado passo pelo processo de fermentação e destilação, produzindo assim o etanol hidratado. O processo de destilação gera a vinhaça como resíduo. Igualmente ao caso da torta de filtro, o aproveitamento da vinhaça ocorre principalmente através da sua utilização como fertilizante.
Portanto, para estimar o potencial da produção de biometano das usinas de etanol de cana-de-açúcar, utilizaremos apenas a torta de filtro e a vinhaça. Isso porque o bagaço já possui uma demanda estabelecida e, consequentemente, um valor mercado através da sua utilização para cogeração de energia. Em relação a palha, como ela geralmente é deixada na área de cultivo para cobertura do solo, existe um custo elevado para sua coleta e transporte para a usina de etanol. Esses fatos seriam barreiras para a utilização da palha e do bagaço na produção de biometano. Em relação aos resíduos do processamento de milho, iremos utilizar apenas a vinhaça de milho. A vinhaça de milho, igualmente a vinhaça de cana é gerada na etapa de destilação do etanol.
A Tabela 1 apresenta as suposições sobre os rendimentos de biometano dos resíduos do processamento de cana-de-açúcar e de milho para a produção de etanol. Cabe destacar que os rendimentos dos resíduos (torta de filtro, vinhaça de cana e vinhaça de milho) foram obtidos através da seguinte equação:
Onde Gi é a geração de resíduo ocasionado pelo processamento da matéria-prima para a produção de etanol (tonelada de resíduo/m3 de etanol), STi é quantidade de sólidos totais no resíduo (kg de ST/ tonelada de resíduo), SVi é quantidade de sólidos voláteis nos sólidos totais (kg de SV/ tonelada de ST), Bi é o potencial de produção de biogás dos sólidos volitais (m3 de biogás/tonelada de SV), βi é o conteúdo de metano no biogás, e i é o resíduo (torta de filtro, vinhaça de cana e vinhaça de milho). Além disso, o rendimento da cana-de-açúcar é o somatório do rendimento da torta de filtro e da vinhaça de cana.
Tabela 1 – Rendimentos dos resíduos selecionados da produção de etanol
Nota: 1) O valor referente a Geração de Resíduo da Torta de Filtro foi obtido através de outras duas suposições: o processamento de 1 tonelada de cana-de-açúcar gera 85 litros de etanol e 30 quilos (kg) de torta de filtro. 2) Os valores referentes a Geração de Resíduo da Vinhaça foram obtidos através de outras duas suposições: a densidade da vinhaça de cana e de milho é de 1,143 toneladas por m3 e a produção de 1 litro de etanol gera 10 litros de vinhaça (cana e milho). 3) O valor referente ao rendimento da cana-de-açúcar é o somatório dos rendimentos da torta de filtro (14,63) e da vinhaça (79,05).
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados ABiogás (2020a).
Suposição sobre a taxa de utilização da capacidade autorizada
O processamento da cana-de-açúcar para a produção de etanol apresenta uma forte sazonalidade. O processamento ocorre principalmente entre os meses de abril a novembro (ver Gráfico 4), sendo está sazonalidade diretamente relacionada com o período da safra de cana-de-açúcar da região Centro-Sul. Dessa maneira, iremos assumir uma taxa de utilização da capacidade instalada de 55% para as usinas de etanol que processam cana-de-açúcar. Essa taxa está diretamente relacionada com o padrão de sazonalidade e, consequentemente, a baixa utilização no período de entressafra. Cabe destacar que a safra na região Nordeste ocorre entre os meses de agosto e abril, ocasionando em um padrão de sazonalidade diferente. No entanto, essa diferença regional não será levada em consideração na estimativa do potencial da produção de biometano.
Gráfico 4 – Sazonalidade do processamento de matéria-prima para a produção de etanol no Brasil
Nota: Flex refere-se as usinas que podem utilizar como matéria-prima tanto a cana-de-açúcar como milho e/ou outras matérias-primas.
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2024c).
Além disso, também não levaremos em conto o mix da produção entre açúcar e etanol do setor sucroalcooleiro. As usinas de etanol de cana-de-açúcar podem ser dívidas em usinas com destilarias anexas e usinas com destilarias autônomas. As usinas com destilarias anexas são aquelas que podem produzir tanto açúcar e etanol, como ilustrado na Figura 1. As usinas com destilarias autônomas são aquelas que produzem apenas etanol. Com objetivo de simplificação, iremos assumir que todas as usinas de etanol de cana-de-açúcar possuem destilarias autônomas. Dessa maneira, a taxa de utilização da capacidade autorizada da produção de etanol não será afetada pela possibilidade de destinação do processamento de cana-de-açúcar para a produção de açúcar.
Em relação as usinas de etanol de milho, iremos assumir uma taxa de utilização da capacidade autorizada de 100%. Isso porque o processamento de milho para a produção de etanol não possui padrão de sazonalidade (ver Gráfico 4), apresentando apenas uma tendência de crescimento devido ao aumento do número de usinas de etanol desse tipo ao longo dos últimos anos.
Resultados
O potencial da produção de biometano do setor sucroenergético no Brasil
O Gráfico 5 apresenta o potencial da produção de biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro do Brasil. As estimativas apontam para um potencial de 17,23 MMm3/d. 72% (equivalente a 12,34 MMm3/d) desse potencial provém das usinas de etanol de cana-de-açúcar (incluindo usinas flex), enquanto os 28% (equivalente a 4,88 MMm3/d) restantes são de usinas de etanol de milho. Além disso, o potencial da produção de biometano se localiza na região Centro-Oeste e Sudeste, especialmente nos estados de Mato Grosso (3,8 MMm3/d), Goiás (2,6 MMm3/d), Mato Grosso do Sul (2,1 MMm3/d), São Paulo (5,5 MMm3/d) e Minas Gerais (1,2 MMm3/d).Como base de comparação, em 2023, o consumo de gás natural não termoelétrico do Brasil foi de 50 MMm3/d. Em outras palavras, o potencial da produção de biometano do setor sucroalcooleiro teria uma capacidade teórica de suprir aproximadamente um terço da demanda não termoelétrica de gás natural do país.
Gráfico 5 – Potencial da produção de biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados a ANP (2024a).
A necessidade de conexão do potencial da produção de biometano do setor sucroenergético à rede interligada de gasodutos do Brasil
A concretização do grande potencial de biometano do setor sucroalcooleiro do Brasil depende da sua conexão com a malha interligada de gasodutos. Isso porque esse potencial está localizado em regiões de baixa demanda por gás natural, o que restringiria a eventual oferta de biometano ao mercado. O Gráfico 6 compara o consumo não termoelétrico de gás natural (ou seja, a demanda firme) com o potencial do biometano, separando ambos pelas regiões de concessão das distribuidoras de gás canalizado. É possível notar que nas regiões de alto potencial da produção de biometano, se tem um baixo consumo de gás natural. Por exemplo, embora o estado de São Paulo seja o estado com maior potencial de biometano e maior demanda de gás, esse potencial está localizado na região de concessão da Nectagás (antiga GásBrasiliano). Em outras palavras, enquanto o potencial de biometano é de 4,7 MMm3/d na área de concessão da Nectagás, o consumo não termoelétrico de gás natural nessa região foi de 0,76 MMm3/d em 2023. Além disso, a Nectagás já está tem contrato de fornecimento de gás natural com a Petrobras até 2034, tendo contratado 0,76 MMm3/d entre 2024 e 2025, e 0,45 MMm3/d entre 2026 e 2034 (ANP, 2024d). Nesse caso, existiria um excesso de potencial de biometano de mais de 4 MMm3/d. Portanto, o consumo do biometano exclusivamente dentro dos limites da região de concessão da Nectagás limitaria o desenvolvimento de um mercado de biometano, ao restringir a demanda a qual a produção de biometano se defrontaria.
Gráfico 6 – Consumo não termoelétrico de gás natural em 2023 vs. Potencial da produção de biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro
Nota: 1) Os estados de Tocantins e Acre não possuem distribuidoras de gás canalizado. 2) O consumo não termoelétrico de gás natural refere-se a média entre janeiro e setembro de 2023.
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados a ANP (2024a) e MME (2023b).
Cabe destacar que esse padrão se repete na área de concessão da MTgás, Goiasgás e MSgás. Todas essas regiões possuem um grande potencial de biometano ao mesmo tempo em que apresentam demanda de gás quase inexistentes. Isto é, enquanto em 2023 o consumo não termoelétrico de gás natural da MTgás, Goiasgás e MSgás foi de respectivamente zero, zero e 0,5 MMm3/d, o potencial de biometano é de 3,8 2,6 e 2,1 MMm3/d, respectivamente. É digno de nota que, embora a Gasmig tenha um elevado consumo não termoelétrico de gás natural (2,77 MMm3/d em 2023), o seu potencial de biometano (1,2 MMm3/d) se localiza em uma região não atendida pela distribuidora. Ou seja, grande parte desse potencial se encontra na mesorregião do Triângulo Mineiro e Alto Paranaíba (0,85 MMm3/d).
Portanto, 82% (ou 14,2 MMm3/d)[1] do potencial da produção de biometano do setor sucroalcooleiro se localiza em regiões de baixa demanda por gás natural. Essa falta de demanda para absorver a produção criaria barreiras a comercialização do biometano. A solução para esse problema seria a conexão do potencial de biometano à malha interligada de gasodutos do Brasil, em especial o potencial localizado na área de concessão da Nectagás, Goiasgás, MSgás e Gasmig (Triângulo Mineiro e Alto Paranaíba). Isso permitiria que esse potencial não ficasse limitado a regiões de baixa demanda por gás natural, possibilitando chegar a regiões de alto consumo. Além disso, como necessariamente o potencial da área de concessão da Nectagás, Goiasgás, MSgás e Gasmig se conectaria no GASBOL, essa conexão ajudaria compensar, em certa medida, a redução das importações de gás natural da Bolívia prevista para os próximos anos (Rocha et al., 2023).
Cabe destacar que uma estratégia de swap de biometano por gás natural, seja entre a rede de distribuição e a rede de transporte ou entre as próprios redes de distribuição, não supera a restrição de demanda mencionada acima. Por exemplo, se toda a demanda da Nectagás for suprida através de biometano e ocorrer um swap com gás natural na rede de transporte, esse swap ficaria limitado a demanda máxima da Nectagás, ou seja, em 0,76 MMm3/d. Esse exemplo pode ser generalizado para todas as outras distribuidoras mencionadas acima. Portanto, a implementação da estratégia de swap não mudaria o fato de que o potencial de biometano do setor sucroenergético está limitado pela baixa demanda. Dessa maneira, a solução seria a conexão direta desse potencial à malha interligada de gasodutos do Brasil.
As consequências da não conexão do potencial da produção de biometano do setor sucroenergético à rede interligada de gasodutos do Brasil
Caso a potencial de biometano do setor sucroalcooleiro localizados nas áreas de concessão da Nectagás, Goiasgás, MSgás e Gasmig (Triângulo Mineiro e Alto Paranaíba) não for conectado à malha interligada de gasodutos do Brasil, o resultado será um desenvolvimento modesto do mercado de biometano, muito aquém das projeções atuais. Por exemplo, Roitman (2023) projeta que, em 2030, a produção de biometano pode atingir cerca de 32 MMm3/d.
Nesse caso, o desenvolvimento do potencial de biometano do setor sucroalcooleiro não passaria pela sua comercialização no mercado brasileiro, mas sim através do autoconsumo de biometano. Ou, pior do que isso, o mercado de biometano poderia não se desenvolver no Brasil, uma vez que o biogás gerado nas usinas de etanol poderia ser aproveitado para geração de energia elétrica. Uma combinação de ambas essas possibilidades também seria possível. Em relação ao autoconsumo, as usinas de etanol poderiam explorar o potencial da produção de biometano na substituição do diesel queimado nos caminhões, tratores e máquinas agrícolas, que são utilizadas na lavoura de cana-de-açúcar. No Brasil, a agricultura é altamente intensiva na utilização de diesel, onde o consumo desse combustível a cerca de 50% do consumo de energia do setor agropecuário (ver Gráfico 7).
Gráfico 7 – Matriz energética do setor agropecuário do Brasil em 2022
Fonte: Elaboração própria com dados da MME (2023a).
Em relação da utilização do biogás para geração de energia elétrica, as usinas de etanol poderiam facilmente escoar a produção de biogás através do Sistema Interligado Nacional (SIN), uma vez que a rede de transmissão de energia é muito mais abrangente no Brasil do que a malha de gasodutos. Cabe destacar que grade parte das usinas de etanol já geram energia elétrica através da queima do bagaço e já estão conectadas no SIN. Segundo os dados da Aneel (2024), em fevereiro de 2024 existiam 414 usinas termoelétricas movidas a bagaço de cana-de-açúcar, que somam 11,9 GW de potência instalada.
Além disso, o aproveitamento do biogás para geração de energia elétrica é aplicação que vem sendo mais utilizada no Brasil. Segundo os dados da Centro Internacional de Energias Renováveis-Biogás (CIBiogás), em 2022, a geração de energia era a principal aplicação do biogás, correspondendo por 72,3% da capacidade instalada de biogás (ver Gráfico 8)[2]. Merecem destaque as usinas de geração de energia a partir do biogás do setor sucroenergético da Raízen (Biogás Bomfim) e Geo Biogás (Geo Elétrica Tamboara) com potência instalada de 21 MW e 10 MW, respectivamente. A aplicação do biogás para a produção de biometano, seria a segunda aplicação do biogás mais utilizada, representando 22% da capacidade instalada. Os 5,7% representam a aplicação de geração de energia térmica (5,5%) e energia mecânica (0,2%).
Gráfico 8 – Capacidade instalada de produção de biogás por aplicação principal em 2022
Nota: Contabiliza apenas usinas em operação em 2022.
Fonte: Elaboração própria com dados da CIBiogás (2022).
Uma proposta para injeção do biometano do setor sucroenergético na rede interligada de gasodutos do Brasil: “Hub de injeção de biometano”
Como vimos é essencial a conexão do potencial do biometano à malha interligada de gasodutos para o desenvolvimento desse mercado no Brasil, em especial o potencial localizado na área de concessão da Nectagás, Goiasgás, MSgás e Gasmig (Triângulo Mineiro e Alto Paranaíba). Para isso, é necessário que exista infraestrutura de transporte de gás natural relativamente próxima às usinas de etanol localizadas nessas regiões. No entanto, a infraestrutura de transporte no Brasil é pouco desenvolvida, sendo concentrada no litoral do país.
Portanto, se faz necessário o desenvolvimento de uma estratégia para a conexão do potencial de biometano à malha interligada de gasodutos do Brasil, em especial ao GASBOL. A Figura 2 ilustra a proposta de Hub de Injeção de Biometano. Essa proposta visa construir gasodutos de conexão ao longo do GASBOL para permitir a injeção de biometano na rede de transporte de gás natural. Os produtores localizados ao entorno do gasoduto de conexão levariam o biometano através de BioGNC ou BioGNL por caminhão. Esses gasodutos teriam diversos pontos de entrada ao longo de seu traçado, permitindo, assim, a injeção de biometano em diversas localidades e, consequentemente, que um maior número de produtores utilize esse gasoduto. O gasoduto de conexão com diversos pontos de entrada, em conjunto com o transporte de BioGNC ou BioGNL por caminhão, seriam denominados de Hub de Injeção de Biometano.
Figura 2 – Ilustração da proposta de Hub de injeção de biometano
Nota: Inclui apenas usinas de etanol autorizadas pela ANP que processam cana-de-açúcar (incluindo as usinas flex) e as usinas que processam milho.
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2024a) e EPE (2024).
Cabe destacar que existem 22 usinas de etanol, que somam um potencial de biometano de 0,8 MMm3/d, localizadas próximas do GASBOL, isto é, que estão localizadas nos municípios atravessados pelo GASBOL. Nesse caso, o biometano pode ser injetado diretamente na rede de transporte da TBG. No entanto, o GASBOL somente possui 3 pontos de entrada (injeção) de gás natural, são eles: Corumbá, para injeção de gás boliviano, Gascar, para a interconexão com o sistema da NTS, e Garuva, para injeção de GNL do Terminal Gás Sul. Isso impossibilitaria a injeção de qualquer quantidade de biometano das usinas localizadas próximas ao GASBOL na rede de transporte da TBG. Dessa maneira, o aproveitamento desse potencial de biometano requer a construção de novos pontos de injeção na rede de transporte da TBG.
Por fim, salienta-se que o potencial de biometano do setor sucroenergético do Paraná, Goiás e Minas Gerais (Triângulo Mineiro e Alto Paranaíba) dificilmente poderia ser aproveitado através da estrategeia de Hub de Injeção de Biometano a partir do GASBOL, dada a grande distância entre as usinas e esse gasoduto. Então, a construção dos gasodutos atualmente em planejamento no Brasil, como por exemplo, o Gasoduto Brasil Central e o Gasoduto do Chimarrão (opção A e B), trazem uma grande oportunidade para o desenvolvimento do mercado de biometano no Brasil. Isso porque esses gasodutos teriam seu traçado relativamente próximo a usinas de etanol com potencial de biometano que não poderiam ser atendidas pelo GASBOL. No entanto, igualmente ao caso do GASBOL, esses dois novos gasodutos, isto é, o Gasoduto Brasil Central e o Gasoduto do Chimarrão (opção A e B), apresentam pouquíssimos pontos de entrada. Enquanto o Gasoduto Brasil Central prevê apenas um ponto de entrada através de sua interconexão com o GASBOL, o Gasoduto do Chimarrão prevê dois pontos de entrada, um através da interconexão com o GASBOL e outro por meio de importação de gás argentino com a eventual construção do gasoduto Uruguaiana-Triunfo. Portanto, se faria necessário a reformulação do traçado desses gasodutos a fim de incorporar novos pontos de entrada.
Conclusão
Este artigo estimou o potencial da produção de biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro. O artigo identificou que esse potencial, embora seja volumoso, se localiza em regiões com baixa demanda por gás natural. Dessa maneira, para que a oferta de biometano não fique restringida pela falta de demanda, se faz necessário a conexão da produção de biometano à malha interligada de gasodutos. Essa conexão permitiria que a produção de biometano alcance os grandes centros consumidores de gás, não ficando limitada pela demanda.
Assim, o artigo apresentou uma proposta inicial que visa permitir a injeção do biometano dos resíduos do setor sucroalcooleiro na rede interligada de gasodutos do Brasil. Essa proposta foi denominada de “Hub de Injeção de Biometano”. A estratégia seria a construção de gasodutos de conexão que partiria do GASBOL em direção aos centros de produção de biometano. Esse gasoduto de conexão teria diversos pontos de entrada ao longo de seu traçado. Dessa maneira, os produtores de biometano transportariam sua produção através de BioGNC e BioGNL e a injetariam no gasoduto de conexão. No entanto, se faz necessário novos estudos para analisar a viabilidade econômica dessa proposta.
Por fim, o artigo apontou que caso essa conexão não seja feita, o desenvolvimento do mercado de biometano ficará comprometido. Isso porque o desenvolvimento do potencial de biometano do setor sucroalcooleiro não passaria pela sua comercialização no mercado brasileiro, mas sim pelo autoconsumo de biometano nas lavouras de cana-de-açúcar e/ou pelo aproveitamento do biogás para geração de energia elétrica. Logo, a principal conclusão é de que o se a produção de biometano não for conectada na malha interligada de gasoduto, o resultado será um desenvolvimento modesto do mercado de biometano no Brasil, muito aquém das projeções atuais.
Referências
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Notas:
[1] 14,2 MMm3/d corresponde ao potencial da produção de biometano nas regiões das áreas de concessão da Nectagás, MTgás, Goisgás, MSgás e na mesorregião do Triângulo Mineiro e Alto Paranaíba de Minas Gerais (Gasmig).
[2] Cabe destacar que os dados sobre biometano da CIBiogás (2022) são diferentes dos dados da ANP (ANP, 2024a, 2024b), devido a ANP incluir somente projetos que visam a comercialização do biometano, não incluindo autoprodutores. Os dados da CIBiogás (2022), além de incluírem autoprodutores, incluem um número grande de usinas onde o potencial foi autodeclarado no site da CIBiogás.
Sugestão de citação: Rocha, F. F. (2024). O mercado de biometano em construção – Parte III: A Ilusão do Pré-Sal Caipira: A escassez de infraestrutura de transporte como barreira ao desenvolvimento do mercado de biometano no Brasil. Ensaio Energético, 05 de agosto, 2024.
Autor do Ensaio Energético. Doutor, Mestre e Bacharel em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Consultor sobre o mercado de gás natural e biometano na Prysma E&T Consultores.
