Repensando o Sistema Elétrico Brasileiro

Prévia da Revista E&E Nº 102 

Palavra do Editor:

REPENSANDO O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

O sistema elétrico brasileiro é sui generis pela predominância de energias ditas limpas, do ponto de vista da emissão de CO2. A nuclear faz parte deste tipo de energia e sua participação é de 3% da geração de eletricidade no Brasil.

A forte participação da energia hidráulica praticamente exigiu a criação de um sistema nacional integrado de eletricidade, administrado de forma centralizada. Esta configuração foi facilitada, até os anos noventa, pelo fato da geração e transporte de energia serem estatais. A gestão desse sistema cabia, na prática, à Eletrobras com suas empresas regionais, com algum contraponto da forte presença de geradoras e distribuidoras estaduais fortes.

A introdução da participação do capital privado nos anos noventa obrigou a mudança de estrutura do setor elétrico. Foi criado um órgão para gerir o Sistema Integrado Nacional Elétrico – SIN e uma agência para normalizar o setor. Empresas estatais foram privatizadas e outras abriram seu capital. Foi abandonada a regionalização das geradoras. Um sistema de leilões passou a reger as concessões. A conjuntura de abertura econômica e as características geográficas dos novos aproveitamentos impediu a construção de grandes reservatórios.

Uma reestruturação do mercado de energia elétrica foi feita sob forte influência do modelo britânico. Esta estrutura foi posta a prova no “apagão” de 2001 e isto abriu mais espaço para as térmicas convencionais na matriz de geração. Posteriormente foi aberto espaço para as novas renováveis, principalmente a eólica, e também para a biomassa. A nova estrutura não tinha preocupação especial com as regiões menos providas dos “três Brasis”. No terceiro Brasil, desprovido das energias integradas, estão as regiões isoladas do SIN onde, paradoxalmente, também estão as grandes possibilidades de geração hídrica futura.

A situação da energia nuclear não foi bem resolvida e continuou dependente de aportes estatais e engessada por uma fixação de tarifas que não possibilita novos investimentos.

As hidrelétricas construídas a partir da década de 1990 e as futuras não possuirão reservatórios significativos e operariam a “ fio d’água” onde a energia produzida é função da capacidade das turbinas instaladas e da vazão momentânea do rio que alimenta cada hidrelétrica sendo, portanto, mais sujeitas aos caprichos da natureza. Neste século tem sido crescente a utilização das fontes eólica, solar e biomassa intrinsecamente dependentes da natureza, aumentando a complexidade de atender e garantir o fornecimento de energia elétrica da maneira mais econômica possível minimizando o impacto ambiental. 

Estamos necessitando de uma nova visão do sistema elétrico brasileiro que leve mais em conta seu caráter tão especial. Para refletir sobre esse assunto, contamos com a colaboração de Othon Pinheiro da Silva, personagem de capital importância na história do desenvolvimento da energia nuclear no Brasil.

O trabalho aqui apresentado resultou de uma demanda feita a ele pelo Presidente do Clube de Engenharia. Procuramos acrescentar alguns detalhes e ilustrações ao trabalho que, fundamentalmente, segue a linha de pensamento do documento originalmente concebido para atender àquela solicitação.

Carlos Feu Alvim

 

Sumário

REPENSANDO O SISTEMA ELÉTRICO.

SISTEMA ELÉTRICO E   ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Resumo.

Palavras chave:

  1. Energia Nuclear: Explosão Inicial
  2. Energia Nuclear para Gerar Eletricidade.
  3. Energia Núcleo Elétrica no Brasil 
  4. A Tradição Hidroelétrica.
  5. A Reforma do Sistema Elétrico dos Anos 1990
  6. Repensando o Sistema Elétrico. 
  7. Os três Brasis.
  8. O Futuro da Energia Nuclear no Brasil 

Bibliografia

 

 

Opinião:

SISTEMA ELÉTRICO E
 ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Othon Pinheiro da Silva, Olga Mafra e Carlos Feu Alvim

Resumo

A energia nuclear é a mais recente das fontes energéticas que utiliza a humanidade e está completando oitenta anos.

Sua utilização inicial foi bélica e isto marcou seu futuro. Sua utilização pacífica na geração de energia nuclear se dá principalmente na geração elétrica, mas é também muito relevante o uso de isótopos na medicina. A energia nuclear é hoje reconhecida como caminho eficaz para reduzir a emissão de gases de efeito estufa. Na matriz energética brasileira, ela tem a participação de 3% e permanecerá com uma participação minoritária na matriz energética brasileira nas próximas 3 décadas.

A abertura econômica dos anos de 1990 tentou reorganizar o sistema elétrico de maneira a admitir a maior participação do capital privado e, forçada pelo “apagão de 2001”, incorporou novas fontes de na geração de eletricidade. O sistema adotado, com forte influência do exemplo termoelétrico britânico, apresentou problemas que precisam ser equacionados levando melhor em conta suas características próprias e sua complexidade econômica, geográfica e climática. A impossibilidade construir grandes reservatórios incluiu a energia hídrica entre as fontes sujeitas aos caprichos da natureza como a eólica, solar e biomassa,.

A solução dessas complexidades demanda uma reforma do sistema elétrico que necessita de energia estável de base, onde a nuclear deve colaborar e também para cobrir as oscilações do sistema com melhor uso dos reservatórios e o ocasional uso de fontes térmicas.

Palavras chave:

Sistema elétrico, energia nuclear, geração de eletricidade, gestão, clima.

1.    Energia Nuclear: Explosão Inicial

A energia nuclear é a mais recente entre as fontes disponíveis de energia utilizadas pela humanidade. A descoberta da fissão nuclear ocorreu em 1938/1939 quando Otto Hahn submeteu e publicou seus resultados experimentais e Lise Meitner e Otto Frish completaram a interpretação dos experimentos de Otto Hahn (Atomic Archive). A energia nuclear está, portanto, completando 80 anos de idade[1].

Como a descoberta da fissão nuclear coincidiu com o início da Segunda Guerra mundial, sua primeira aplicação foi bélica. A humanidade tomou conhecimento da energia nuclear em 1945 com os holocaustos de Hiroshima e Nagasaki que provocam até hoje no ideário popular natural rejeição a esta fonte de energia.

Ao terminar a Segunda Guerra Mundial, teve inicio a geopolítica bipolar onde o mundo foi dividido em dois grandes blocos, o Ocidental liderado pelos Estados Unidos e o Bloco Soviético liderado pela então União Soviética (cuja sucessora é a Rússia).

A ONU foi criada em 1945 e os cinco países, considerados os vencedores da Segunda Grande Guerra Mundial, EUA, União Soviética, Reino Unido, França e China, ocuparam os lugares permanentes no Conselho de Segurança da ONU, tendo poder de veto. Não por coincidência, estes mesmos países foram os primeiros a se juntar ao “Clube Nuclear”, entre 1949 e 1964[2]. A China foi, até 1971, representada pelo governo nacionalista de Taiwan. A partir daquele ano, a Resolução 2758 (UN, 1971) da Assembleia Geral da ONU estabeleceu a República Popular da China como representante daquele país na ONU e no Conselho de Segurança.

Foi estabelecida uma corrida armamentista, entre estes dois grandes blocos, que priorizava a fabricação de bombas atômicas e mísseis de longo alcance para transportar as ogivas nucleares. Na década de 1950, as bombas nucleares tiveram sua capacidade de destruição “exponenciada” com o desenvolvimento das bombas nucleares que usam a fusão nuclear (comumente conhecida como Bomba H, de hidrogênio). A corrida armamentista continuou crescendo até que ambos os blocos entenderam o conceito MAD – Mutual Assured Destruction (destruição mutua assegurada). Acordos entre as duas maiores potências e o fim da Guerra Fria levaram a uma sensível redução das ogivas nucleares e a quantidade delas diminuiu. Atualmente, o número está estável, mas ainda foi mantido um considerável estoque mundial de bombas [3].

Os cinco componentes do “Clube Nuclear” são membros permanentes do Conselho de Segurança e cada uma das cinco potências tem a prerrogativa de vetar as resoluções da ONU. Posteriormente, Israel (veladamente), Índia, Paquistão e Coreia do Norte agregaram armas atômicas aos seus arsenais, mas sem adquirir o “status” de “nuclear weapon states” no Tratado de Não Proliferação Nuclear – TNP ou de membro do Conselho de Segurança da ONU.

Figura 1: Evolução das ogivas nucleares nos EUA.

Em 1965, o estoque de armas nucleares nos EUA havia superado as 30.000 ogivas, logo após a crise dos mísseis em Cuba (Figura 1). A partir daí, houve uma gradual redução dos arsenais tanto dos EUA como da União Soviética com acordos de desarmamento a partir de 1991. Seguiu-se a dissolução da União Soviética e os estoques de armas nucleares se estabilizaram a partir de 2010. Sabe-se menos a respeito da evolução dos estoques da extinta União Soviética. Rússia e EUA teriam, em 2018, um arsenal um pouco superior a 6.500 ogivas cada (Arms Control Association, 2018).

2.    Energia Nuclear para Gerar Eletricidade

Já no início dos anos sessenta, com o início do arrefecimento da grande corrida armamentista bipolar mundial houve mais espaço para aplicações pacíficas. Surgiram usinas nucleares incorporadas à rede de distribuição. As primeiras parecem ser a de Obninsky APS-1 que em 1954 teria se conectado, com 5 MW, à rede, a de Sellafield (Calder Hall) no Reino Unido, que iniciou seu funcionamento em 1956 com capacidade inicial de 50 MW, depois aumentada para cerca de 200 MW (European Nuclear Society), e que seria também a primeira a ser descomissionada  (Brawn, 2003) e a Shipping Port Atomic Power com 60 MWe da Duquesne Light Company  (Craddock III, 2016) nos Estados Unidos que, de acordo com a US Nuclear Regulatory Comission, foi a primeira projetada para uso comercial, tornando-se operacional em 1957.

A partir de 1962, a tecnologia nuclear começou a ter sua utilização ampliada na geração de energia elétrica e se iniciou um período de grande euforia, denominado por Weinberg como a “primeira era nuclear” (Alvin, 1997) onde inicialmente havia a utopia de que seria possível produzir grandes quantidades de energia elétrica a preços ridiculamente baixos com a fonte nuclear. No final da década de 1960, iniciou-se a conscientização da realidade dos preços.

O incidente ocorrido na usina de Three Mile Island, dia 28 de Março de 1979, em Harrisburg Pensilvânia nos Estados Unidos, embora não tenha causado praticamente nenhum dano humano ou material, serviu de alerta para o que deveria ser aprimorado nos conceitos de operação e segurança das usinas nucleares. Esse alerta provocou modificações em todas as usinas nucleares que usavam reatores tipo PWR – Pressurized Water Reactor, aumentando sua segurança.

Entretanto já existiam outras usinas nucleares com reatores de tecnologia menos segura como os reatores RMBK de Chernobyl, Ucrânia e também usinas em cuja instalação não haviam sido respeitadas as boas normas internacionais de segurança em sua localização, particularmente, na sua cota de posicionamento em relação ao nível do mar como ocorreu em algumas das usinas BWR- Boiling Water Reactor , que foram construídas na Central Nuclear de Fukushima, Japão. Uma descrição do ocorrido foi publicada pela AIEA (AIEA, 2015).

As usinas da Central Nuclear Fukushima foram construídas em uma cota baixa relativa ao nível do mar. A cota do protetor marinho foi fixada em 5,5 m a partir de avaliações disponíveis na época. Uma reavaliação do órgão superior que cuida de terremotos no Japão, anterior aos eventos, modificou para cima o nível de terremoto que poderia ser esperado na região bem como a altura da onda do Tsunami. A Tokyo Electric Power Company – TEPCO, proprietária da Central, não mudou as especificações das usinas nem foi forçada a isto pelo órgão regulador nuclear japonês. Com isso, a cota da usina era inferior à altura para resistir à onda máxima prevista na reavaliação. A previsão dessa reavaliação estava próxima da que realmente atingiu a Central (cerca de 10m) .

As instalações diesel geradoras de energia em emergência existem em todas as usinas nucleares para prover a energia elétrica necessária para operar o sistema de remoção do calor residual dos núcleos dos reatores nucleares após o seu desligamento. Em Fukushima, em virtude de insuficiente altura em relação ao nível do mar, estas instalações, auxiliares porem muito importantes, foram alagadas pela onda causada pelo tsunami e ficaram inoperantes.

O não funcionamento do sistema de remoção do calor residual levou a fusão de alguns dos núcleos dos reatores da Central. Todas as usinas nucleares são dotadas de sensores de vibração e acelerômetros que provocam a interrupção do funcionamento e desligamento das usinas quando ocorrem terremotos mesmo de baixa intensidade.

A analise posterior da central de Fukushima indicou que as usinas, sob o ponto da integridade das suas estruturas, tubulações e equipamentos resistiram bem ao terremoto que foi maior do que o terremoto com as características para o quais foram projetadas. A Central Nuclear de Fukushima se encontra localizada a pouco mais de noventa milhas náuticas do encontro de três placas tectônicas que transforma aquela região em um dos locais mais instáveis sob o ponto de vista da sismologia e, por via de consequência, muito sujeita a grandes terremotos e tsunamis. O acidente evidenciou o posicionamento das instalações diesel geradoras de emergência em altura insuficiente em relação ao nível do mar. Não foram devidamente consideradas, no projeto, as peculiaridades locais causadas pela proximidade do encontro de placas tectônicas.

À inoperância dos geradores de emergência á diesel (só um da unidade 6 não foi atingido) e das baterias de emergência, em 3 delas, provocaram os piores acidentes (derretimento do elemento combustível e vazamento do vaso de contenção). Deve-se notar que não houve vazamento significativo de plutônio como no caso do acidente de Chernobyl. Isso pode contribuir para tornar possível a recuperação, no médio prazo, de boa parte da área atingida.

3.    Energia Núcleo Elétrica no Brasil

A decisão brasileira, no inicio da década 1970, de construir a Usina Nuclear Angra 1 e posteriormente a decisão de assinar o Acordo Nuclear Brasil Alemanha em 1975, não foi bem assimilada pelo setor elétrico de então que naturalmente tinha cultura fortemente hidrelétrica pelo fato desta fonte, até então, atender perfeitamente às necessidades de demanda de energia elétrica brasileiras.

Em decorrência do Acordo Nuclear Brasil Alemanha, de 1975, foi programada a construção de mais duas usinas em Angra dos Reis (2 e 3) e ainda a construção de mais duas usinas no litoral sul do Estado de São Paulo.

Naquela época, a opção nuclear se constituiu numa decisão de cúpula em um regime de exceção, ainda inspirada na utopia de produção de energia elétrica a preços muito baixos. A influência de fatores ligados à geopolítica foi também fator importante. A crise mundial causada pelo grande aumento do preço do petróleo em 1973 foi utilizada como motivadora da decisão.

4.    A Tradição Hidroelétrica

A determinação governamental, na década de 1970, de incorporar energia nuclear ao sistema elétrico foi imposta ao setor elétrico em paralelo com um grande programa de construção de hidrelétricas já em curso. Este, embora contasse com a aprovação do setor elétrico, teve seu dimensionamento decidido no mesmo regime verticalizado de decisão. Esse programa hidroelétrico previa o aproveitamento de praticamente todas as possibilidades de construção de hidrelétricas nos rios situados na região que se estende do Vale do Rio São Francisco até Itaipu. Foram grandes os investimentos no setor elétrico nesta época, um dos setores que mais recebeu investimentos no Brasil. O grande crescimento anual do PIB – Produto Interno Bruto naquele período e a atratividade político/empresarial das obras foram estimuladores deste grande investimento setorial.

A região acima mencionada era muito convidativa para construção de hidrelétricas, pois é geologicamente estável, localizada no meio de uma grande placa tectônica, dotada de oportunidades de aproveitamentos hidrelétricos em locais que já haviam sido desmatados em função de ciclos agrícolas e apresentava topografia que permitia a construção de reservatórios com grande capacidade de armazenamento de água. Esta região apresentava um conjunto de características favoráveis à construção e operação de hidrelétricas raramente encontradas em outros locais do nosso planeta.

Na década anterior (de 1960) o sistema elétrico nacional havia sido padronizado em corrente alternada com sessenta ciclos por segundo. Até então, a região de Minas Gerais, São Paulo e Paraná operavam com sessenta ciclos enquanto o Rio de Janeiro operava com cinquenta ciclos. A padronização da ciclagem facilitou a integração do sistema elétrico nacional onde as maiores fontes geradoras, as hidrelétricas, têm suas localizações definidas pela natureza e não pelo homem.

Ao longo da década de 1980, as hidrelétricas atendiam plenamente a demanda de eletricidade. O estoque de água nos reservatórios dessas usinas complementava o fornecimento de água necessário ao funcionamento satisfatório das turbinas nos meses do ano em que as vazões dos rios eram menores do que a demanda de energia elétrica, mesmo nos ciclos pluviométricos de seca na região central do Brasil onde estão localizadas as nascentes e os rios que alimentam grande parte do sistema hidrelétrico nacional.

Nas décadas de 1980 e 1990, as hidrelétricas que haviam sido construídas depois do racionamento na década de 1960 continuaram satisfazendo à demanda de eletricidade mesmo nos anos mais secos dos ciclos pluviométricos plurianuais que, historicamente, parecem se repetir com a periodicidade de cerca de dez a doze anos aproximadamente.

A partir da segunda metade da década de 1980, o sistema elétrico começou a apresentar problemas em termos administrativos e gerenciais. Havia inadimplência de uma estatal em relação à outra e muita interferência do setor político. É emblemático o desafio do Governador Orestes Quércia de São Paulo ao Presidente de Furnas (e anteriormente Ministro) Dr. Camilo Pena: Face à inadimplência por parte do Estado de São Paulo, o Governador tranquilamente desafiou o Presidente de Furnas sugerindo, ironicamente, “desligar São Paulo”. O assunto foi afinal resolvido pela interferência de pessoas sensatas.

Em alguns Estados da Federação havia empresas estatais estaduais que produziam, transmitiam e distribuíam a energia elétrica e também recebiam energia das empresas estatais nacionais pertencentes à ELETROBRAS. Não havia a separação administrativa empresarial entre a produção de energia por atacado nas hidroelétricas, a transmissão (o transporte a distância da energia) e a distribuição ao utilizador final, ou seja, o varejo. A influência político partidária cresceu demais e passou a comprometer o funcionamento de todo o sistema.

5.    A Reforma do Sistema Elétrico dos Anos 1990

Na década de 1990, estava evidente a necessidade de reformatação administrativa gerencial do sistema elétrico nacional e a economia brasileira foi atingida por uma onda de liberalismo. Foi contratada então a participação de uma empresa consultora do Reino Unido para tratar da reformulação e regulamentação do sistema elétrico nacional. O sistema elétrico Inglês, ao qual os consultores estavam acostumados, era prevalentemente térmico e com características completamente diferentes do sistema brasileiro. Na reestruturação, pós Margaret Thatcher, do sistema elétrico do Reino Unido em 1983 foi introduzido na regulamentação o conceito de competição e houve grande privatização das empresas participantes do fornecimento da energia elétrica produzida e distribuída no Reino Unido.

O sistema elétrico inglês nos anos noventa era quase inteiramente termoelétrico e muito dependente da utilização do carvão que estava começando a ser substituído por gás natural. O funcionamento das centrais que utilizam estes combustíveis é bastante independente de ciclos da natureza e praticamente sujeito somente ao planejamento e controle humano. A fonte hídrica representava apenas cerca de 2,5% do total da energia produzida naquele país.

O grupo de consultores ingleses tinha o “DNA” termoelétrico e era, logicamente, orientado pelas ideias de liberalização da economia, privatização e competição. Esta “escola de pensamento” contribuiu para que este “DNA” da onda econômica pós Margareth Thatcher fosse fortemente “miscigenado” na formulação da regulamentação do sistema elétrico brasileiro, majoritariamente hidrelétrico, que necessita compatibilizar o planejamento de sua operação com as variações do sistema pluviométrico controlado pela natureza e não pelo homem como é o sistema térmico do Reino Unido.

Um estudo adequado que fosse realizado por grupo competente e analisasse as características e as peculiaridades do sistema elétrico brasileiro e se preocupasse, não somente, em seguir as regras de comercialização da economia liberal, teria identificado que o estoque máximo de água nos reservatórios das hidrelétricas brasileiras havia se mantido constante desde a década de 1980 enquanto o consumo de energia elétrica naturalmente continuou crescendo e isto certamente repercutiria no planejamento e na operação do sistema elétrico brasileiro, predominantemente hidroelétrico. Ou seja, a reforma implantada nos anos 1990 não peca por seu caráter liberal – cuja discussão é importante está em uma esfera mais ampla – mas por não haver levado devidamente em conta a natureza física do sistema elétrico existente.

Em 2001, o país vivia um período de pouca pluviosidade e os reservatórios das hidrelétricas se encontravam praticamente vazios. O Brasil foi então “surpreendido pelo obvio” e tornou-se necessário o racionamento de energia elétrica que “a mídia” apelidou de “apagão”.

Na realidade o “apagão elétrico” havia sido precedido de um “apagão de competência” ao não se entender, por quase uma década, que o aumento e a transformação do consumo implicariam em modificações compatíveis na produção e na transmissão de eletricidade no Brasil.

A Usina Nuclear Angra 1 havia sido fornecida pela Westinghouse e iniciou seu funcionamento comercial em dezembro de 1984. Infelizmente, principalmente por falhas técnicas de projeto, apresentou baixo nível de desempenho ao longo das décadas de 1980 e 1990. Razões financeiras fizeram com que a Usina Nuclear Angra 2 tivesse desacelerada sua construção e o início da sua operação comercial somente ocorresse em fevereiro de 2001. Estes fatos contribuíram para a descrença dos executivos do sistema elétrico em relação à opção nuclear. Até o inicio do funcionamento comercial da Usina Nuclear Angra 2 o “sistema elétrico” associava energia nuclear unicamente a grandes investimentos e baixo desempenho.

Esse mesmo “sistema elétrico” reconheceu, no entanto, que sem a entrada em funcionamento comercial da Usina Termonuclear Angra 2 com 1300 MW de potência elétrica, no início de 2001, o “apagão elétrico” teria sido ainda maior.

Em consequência do “apagão”, imediatamente foi decidida a construção de termoelétricas que usam como combustível óleo ou gás e que apresentavam menor investimento inicial e menor prazo de construção.

As termelétricas que foram construídas a partir do “apagão” têm contribuído para garantir a continuidade no fornecimento de eletricidade independentemente das variações do regime pluviométrico, mas provocam excessivo aumento do preço médio da eletricidade ofertada ao consumidor, sobretudo porque, ao menos substancial parcela delas tem sido operada continuamente (na base de carga). Desconsidera-se também o aumento da emissão de gases de efeito estufa, ignorando compromissos assumidos internacionalmente pelo País.

A experiência internacional demonstra que termoelétricas para funcionarem continuamente “na base de carga” devem ser preferencialmente termoelétricas convencionais, usando carvão como combustível, ou usinas nucleares. As usinas convencionais a carvão são responsáveis por 38% da energia elétrica produzida no mundo, as térmicas a gás natural representam 23% e o óleo combustível apenas 3%. A contribuição mundial total das usinas hidrelétricas é da mesma ordem de grandeza (16 %) da contribuição da fonte nuclear (10 %) e a das fontes renováveis (8%).

A Figura 2 ilustra a enorme diferença da distribuição das fontes energéticas usadas na geração de energia que, por sua natureza completamente diversa da média mundial tem que ser administrado de uma maneira também diferente.

 

Óleo

Gás Natural

Carvão

Nuclear

Hidro

Reno-váveis

Outros

Brasil

3%

11%

4%

3%

63%

17%

0%

Mundo

3%

23%

38%

10%

16%

8%

1%

Fonte: BP stats-review-2018-all-data (dados referentes a 2017 (BP, 2018)

Figura 2: Comparação das estruturas de geração de eletricidade no Brasil e no mundo mostrando a peculiar estrutura brasileira,

Embora ainda muito menor do que faz acreditar sua divulgação, tem sido crescente a contribuição da energia renovável, principalmente eólica, mas também solar na produção de energia elétrica no Brasil e no mundo. A energia eólica mais a solar representaram em 2017 8% no mundo e 7,3% no Brasil. É destaque no Brasil a participação da biomassa que representa cerca de 9% da geração elétrica (na Figura 2, incluída entre as renováveis).

O desenvolvimento da tecnologia, com o uso de redes elétricas inteligentes, indica a tendência ao crescimento na utilização da energia eólica e também da energia solar na produção de energia elétrica brasileira, respeitando, evidentemente, suas características de fontes intermitentes e, portanto, dependentes de complementação.

6.    Repensando o Sistema Elétrico

Parece necessário repensar e reestruturar o sistema elétrico brasileiro, fundamentado em práticas comerciais não condizentes com as peculiaridades brasileiras, que atualmente mantém quase as mesmas bases estabelecidas na década de 1990. A revisão do planejamento do sistema elétrico certamente tenderá incorporar os avanços tecnológicos e a maior utilização das redes inteligentes.

Na reestruturação do sistema elétrico brasileiro, as necessárias modificações na operação e comercialização devem ser compatibilizadas com as características das fontes primárias nacionais de produção de eletricidade e também com o tipo de distribuição geográfica e peculiaridades da demanda de energia.

O varejo, ou seja, a distribuição final da energia elétrica em média e baixa tensão ao consumidor, após as subestações rebaixadoras de tensão, é praticamente independente da fonte produtora de energia. Trata-se de atividade administrativa e gerencial muito dinâmica normalmente melhor executada por empresas privadas em regime de concessão. Esta atividade pode ser fracionada para evitar grande concentração de poder em uma única empresa distribuidora em grande área do território nacional.

A lógica pode indicar que as empresas privadas, “responsáveis pelo varejo”, ou seja, pela entrega da energia elétrica ao consumidor final, tenham a sua sede no município embora possam ter como acionistas majoritários empresas “holding” que não tenham sede no município. É desejável que nas empresas distribuidoras municipais de energia uma pequena percentagem de suas ações seja de propriedade de moradores no município e que comprariam e também venderiam suas ações ao “preço de face das ações”. É importante que o representante deste grupo minoritário faça parte do conselho administrativo da empresa municipal. Em caso de “holding” controladora, obrigatoriamente um dos membros do conselho de administração, deveria pertencer a secretaria de energia do estado. A proximidade do entregador da energia com o cliente tende a aprimorar esse atendimento. Um bom exemplo de funcionamento deste sistema é o Município de Belmont no Estado de Massachusetts, Estados Unidos.

A distribuição final da energia por companhia com a sede situada no município contribui para aumentar a renda municipal e diminuir a “exportação” de capital da comunidade utilizadora final de energia para outros lugares.

A prioridade do sistema elétrico nacional certamente deverá ser a garantia e segurança do fornecimento de eletricidade, buscando o menor preço médio do Megawatt-hora (MWh) e a minimização do impacto ambiental.

No planejamento do sistema elétrico é importante considerar que, ressalvada sua grande importância, este setor se constitui um segmento da matriz energética nacional que em seu planejamento deverá levar em consideração a eficiência e economicidade de utilização dos insumos energéticos.

O biênio fundamental dos cursos de engenharia inclui  cursos de termodinâmica que nos ensinam que a transformação de energia química ou térmica em energia mecânica apresenta sempre modesta eficiência. A utilização do gás e derivados de petróleo em aplicações “mais nobres” como são os meios de transporte, por sua portabilidade, na petroquímica, por serem praticamente insubstituíveis, ou no aquecimento direto industrial e domiciliar onde a termodinâmica mostra que a eficiência da transformação da energia química em energia térmica é muito alta.

No planejamento da matriz energética nacional parece lógico priorizar os combustíveis encontrados no território brasileiro e utilizar nas usinas termoelétricas que operam em regime continuo sempre que possível urânio ou até mesmo carvão procurando sempre minimizar o uso de gás e derivados de petróleo para garantir seu emprego em suas aplicações mais nobres ou até mesmo na exportação.

7.    Os três Brasis

É muito importante que haja o entendimento que o Brasil, do ponto de vista do consumo de eletricidade, é um país com 214 milhões de habitantes e dimensões continentais com diferentes regiões climáticas onde convivem na mesma área geográfica total “três Brasis” com características diferentes:

O “primeiro Brasil” é composto de um arquipélago de “ilhas de concentração habitacional e denso consumo de eletricidade”, constituído de (dados de 2017):

  • Duas grandes metrópoles formadas por São Paulo (12 milhões de habitantes e mais 9 milhões com os municípios próximos e vizinhos) e Rio de Janeiro (6,7 milhões de habitantes e mais 2,5 milhões considerando as adjacências).
  • Cinco cidades com mais de dois milhões de habitantes (Salvador – 2,9 milhões, Brasília – 2,85 milhões, Fortaleza 2,57 milhões, Belo Horizonte – 2,94 milhões e Manaus – 2,2 milhões).
  • Dez cidades com mais de um milhão de habitantes (Curitiba -1,86 milhões, Recife – 1,6 milhões, Porto Alegre – 1,47 milhões, Belém – 1,43 milhões, Goiânia – 1,41 milhões, Guarulhos – 1,31 milhões, Campinas – 1,15 milhões, São Luiz – 1,06 milhões, São Gonçalo – 1,0 milhão e Maceió – 1,0milhão).
  • Vinte e cinco cidades com mais de quinhentos mil habitantes.

Este grande “arquipélago brasileiro de centros de denso consumo de eletricidade” demanda “grandes blocos de fornecimento de energia elétrica” que normalmente são produzidos por fontes de alta densidade de produção de energia que são as hidrelétricas, as termoelétricas convencionais e as térmicas nucleares. Uma boa ilustração desse arquipélago é a visão noturna por satélite mostrada na Figura 3. Nela fica clara (embora literalmente escura) a baixa densidade de consumo de grande parte do território nacional e a desigualdade de distribuição do consumo elétrico. Pode-se, inclusive, localizar praticamente todas as “ilhas” acima mencionadas.

Figura 3: Visão noturna mostrando as “ilhas” de iluminação existentes no Brasil e vizinhanças, podendo-se perceber a faixa iluminada ao longo do trópico de Capricórnio (São Paulo, Rio) e da costa nordestina http://tecnaula.blogspot.com/2011/02/mais-uma-da-serie-um-satelite.html.

Dentro desses grandes centros urbanos de consumo com grande concentração populacional, é possível a utilização apenas complementar da fonte solar (dependendo da insolação do local) considerando que, por sua baixa densidade de produção e intermitência, será sempre uma contribuição percentualmente muito pequena em relação à demanda total de eletricidade destes centros de consumo.

As grandes concentrações populacionais da Zona Franca de Manaus, Santarém e Belém do Pará, embora situadas na Região Amazônica, são servidas pelo sistema elétrico principal e consideradas como pertencentes ao “primeiro Brasil”.

O “segundo Brasil” é constituído pelas cidades médias e pequenas e áreas adjacentes. Este segundo Brasil, embora seja uma “colcha de retalhos” formada de áreas de “media densidade de consumo”, em seu total, consome muita eletricidade. Com menor dificuldade podem aumentar a produção e o consumo das energias alternativas eólicas e solar (dependendo sempre do mapa de ventos e da insolação) pois as redes elétricas existentes são bastante ramificadas e apresentam menor dificuldade de expansão.

O “terceiro Brasil” é composto de grandes áreas, com baixa ou muitíssimo baixa densidade de consumo de eletricidade, situadas nas regiões do sertão do Nordeste e Amazônia. Estas áreas exigem análise e tratamento específico para cada micro região.

As fontes primárias renováveis, eólica e solar, são de baixa densidade na sua “produção” e variam a quantidade de energia produzida durante as vinte quatro horas do dia e com a as condições climáticas, mas têm grande potencial de aplicação no “terceiro Brasil” embora necessitem utilizar o auxilio de estocagem da energia como garantia para assegurar o fornecimento contínuo da energia ao usuário. Quando baterias são utilizadas para estocagem de energia devemos esperar aumento no valor do investimento e também que o descarte das baterias apresente o potencial de grande impacto ambiental.

A região da Bacia Amazônica pode ser interpretada como a composição de áreas com diferentes características: a primeira delas é uma a área quase plana vizinha da calha principal do Rio Amazonas e também as áreas quase planas próximas onde correm o terço final dos rios afluentes. Nessas áreas planas é pouco praticável o aproveitamento hidrelétrico para suprimento de energia elétrica aos pequenos grupamentos humanos existentes. Cada um desses grupamentos humanos nesta área plana, muito sujeita a alagamentos, exige um tratamento específico. Em sua maioria são grupamentos humanos ribeirinhos, mas sem possibilidade econômica de aproveitamentos hidroelétricos locais.

As áreas não planas da Amazônia onde se encontram os dois terços iniciais do comprimento dos rios tributários contando a partir de suas nascentes, podem ser denominadas de regiões inclinadas/serranas: a primeira região inclinada/serrana está localizada a oeste e noroeste da calha principal plana do Rio Amazonas englobando as a áreas próximas as fronteiras da Bolívia, Peru e Colômbia; a segunda área inclinada/serrana é denominada Região Norte da Bacia Amazônica onde correm os rios próximos as divisas da Venezuela, Guiana, Suriname e Guiana Francesa e seus afluentes; a terceira região inclinada/serrana localizada ao sul é próxima ao planalto central brasileiro. As áreas montanhosas constituem a “borda da bacia amazônica”.

As três grandes áreas inclinadas/serranas juntas compreendem a maior percentagem da área da Amazônia Brasileira. Estas três grandes áreas (Figura 4)[4] apresentam grandes oportunidades de aproveitamentos hidroelétricos principalmente “a fio d’água“ que não provocam grandes alagamentos ou desmatamentos e podem com relativa facilidade suprir as necessidades de eletricidade dos pequenos assentamentos humanos existentes e atividades extrativistas.

Mapa Potencial Elétrico, mostrando as bacias, – Eletrobras (Eletrobras, 2017)

Mapa das Elevações do Brasil (topographic.mapa.com)

Figura 4: Mapas dos rios (ao alto), e de elevações (abaixo) assinalando regiões onde é mais viável o aproveitamento hidroelétrico na Amazônia.

Na região semiárida do “Terceiro Brasil” situada no Nordeste Brasileiro a utilização racional da energia solar e eólica pode muito contribuir muito para a melhora econômica da região. Ver Mapa da Figura 5 (CEPEL Eletrobras, 2001).

Figura 5: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro  CEPEL/MME

Para os grupamentos humanos isolados, onde economicamente não for viável o “back-up” por redes elétricas do sistema elétrico será necessária a estocagem de energia em baterias ou a utilização de geradores diesel para garantia do suprimento de energia elétrica.

Os grupamentos humanos do “Terceiro Brasil” onde ocasionalmente houver a interligação com as redes do Sistema Integrado Nacional poderão, além do uso das fontes renováveis, utilizar o regime de exportação/importação de energia através de redes inteligentes e utilizando indiretamente o estoque regulatório de água dos reservatórios das hidroelétricas, tornando praticamente desnecessária a estocagem local de energia em baterias para garantir a regularidade do fornecimento de energia elétrica.

Denomina-se “Sistema Integrado Nacional – SIN” o servido pelas grandes linhas de transmissão (Figura 6), as redes de distribuição e seus ramais que atendem ao “Primeiro Brasil”, ”ao Segundo Brasil” e aos centros de consumo por ventura interligados do “Terceiro Brasil”. O SIN tem nas hidroelétricas sua fonte principal de produção de energia. Nota-se na Figura 6 que grande parte do território brasileiro integra esse “Terceiro Brasil” onde o SIN não está presente.

O maior potencial hidrelétrico a ser explorado pelo Brasil se concentra nas áreas da Bacia do Amazonas que não apresentam grandes elevações nem são propícias a reservatórios de grande capacidade. Na concepção atual de desenvolvimento brasileiro, essas usinas se destinam à “exportação” para a região Sudeste-Centro-Oeste SE-CO como já acontece com as usinas instaladas do Rio Madeira e, em grande parte, com a própria energia de Itaipu. Essas usinas chegaram a ser consideradas, para fins de planejamento do SIN, como integrantes da região SE-CO.

Figura 6: Sistema Integrado Nacional – SIN Mapa das Linhas de Transmissão da ONS (ONS)

A introdução de usinas a fio d’água é um grande problema não suficientemente explicitado no nosso planejamento elétrico. No início de 2005, ele foi claramente exposto no artigo “Um Porto de Destino para o Sistema Elétrico Brasileiro” na revista E&E № 49. Na Figura 7, (retirada desse artigo), mostram-se as curvas de energia natural afluente – ENA para as diversas regiões do Brasil que compõem o SIN.  A solução desse problema não é trivial. A regulação sazonal não poderá ser feita com os reservatórios já existentes e o custo da nova energia, com cinco meses do ano com cerca de 10% da capacidade máxima, deverá obrigatoriamente incluir o da energia complementar para o período seco. Esta já é, aliás, a realidade que enfrenta o consumidor que já está pagando um preço diferenciado para cobrir o custo das usinas térmicas que atualmente utilizam óleo ou gás combustível.

Energia Natural Afluente nas Regiões do SIN

Figura 7: A energia natural afluente é governada pela vazão dos rios, na medida que se amplie a participação da Região Norte, com usinas sem reservatórios, a geração elétrica passará a ter forte sazonalidade.  

Soma-se, agora, a oscilação ao longo do dia da energia eólica (atualmente) e futuramente da solar, defasadas da curva diária de consumo. Isso exige das hidroelétricas um excesso de capacidade instalada que encarece seus custos e obriga o uso do estoque regulador.

É primordial a conscientização sobre a importância de considerar a água existente nos reservatórios como estoque regulador de energia. Isso nos conduzirá a utilizar o SIN priorizando a utilização da energia proveniente da região norte nos meses que houver grande caudal e, na medida do possível, estocar água nas hidrelétricas das outras regiões que tenham  capacidade de estocar.

O caudal (vazão) dos rios que alimentam as hidrelétricas (volume de água por segundo) varia ao longo das estações do ano e também com as variações plurianuais dos ciclos hidrológicos. O funcionamento das termoelétricas que consomem biomassa também está sujeito a variações anuais e plurianuais. Torna-se, portanto evidente o conceito de adotar um “estoque regulador de energia” para compensar os períodos em que a energia disponibilizada pelo baixo caudal dos rios e a biomassa disponível seja insuficiente para atender a demanda. O “estoque regulador de energia” é a soma dos estoques de água existentes nos reservatórios das hidroelétricas.

Não existe melhor estoque regulador de energia do que a água nos reservatórios das hidroelétricas. Tal estoque regulador de energia permite atender com simplicidade e presteza as variações na demanda de eletricidade[5].

É desejável também a adoção da estratégia de priorizar no despacho as usinas hidrelétricas à fio d’água e com pequena capacidade de estocar água objetivando sempre maximizar o “estoque regulador de energia” depositado em água nos reservatórios.

As usinas nucleares, se existirem em quantidade suficiente, permitirão ao operador nacional do sistema elétrico gerenciar o sistema de forma que haja sempre o “estoque mínimo necessário regulador de energia” que permita atender as flutuações na demanda de eletricidade mantendo razoável o custo da produção da eletricidade e o baixo impacto ambiental, mesmo nos períodos de baixa pluviosidade. Sabe-se, no entanto, por simulações, que o “cobertor” do estoque nos reservatórios existentes e os possíveis de construir será curto e as térmicas convencionais (óleo, gás natural ou biomassa) deverão ser acionadas para absorver o déficit sazonal ou déficits de chuva plurianuais.  

Parece obvio que a modelagem do sistema elétrico brasileiro para produção, transporte e distribuição de energia e sua comercialização deve ser decidida com base nas peculiaridades brasileiras e não na utilização, sem a devida adaptação de conceitos “importados” do Reino Unido.  A ideologia de liberalização vem, historicamente, experimentando altos e baixos na economia brasileira. Mesmo respeitando a ideologia liberal (atualmente em alta), é necessário o entendimento do sistema brasileiro e não simplesmente arremedar as práticas comerciais de outro país.

Na composição atual do Operador Nacional do Sistema Elétrico participam representantes das empresas geradoras; o ONS pode, portanto, sofrer grande influência dessas empresas em detrimento do melhor interesse dos consumidores. Seria melhor que fosse um órgão de governo composto de funcionários de carreira trabalhando em sistema aberto tipo bolsa de valores com painéis que demonstrassem suas decisões em plenário onde os representantes das empresas pudessem estar presentes, o que agregaria maior transparência ao sistema.

Os leilões da ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica, deveriam ser realizados entre os produtores de energia da mesma fonte energética de produção e não uma competição geral entre fontes diferentes como no sistema atual, de inspiração importada. Para cada fonte primária de produção de energia seriam alocadas cotas de fornecimento de energia que comporiam o “mix”, estrategicamente planejado, para garantir o suprimento de eletricidade ao menor preço médio possível e minimizando o impacto ambiental.

Uma “frase de impacto” de um influente assessor governamental à época da implantação do sistema administrativo gerencial econômico do setor elétrico nacional, que havia participado da elaboração do Programa Computacional New Wave para auxilio nas decisões para operação do sistema elétrico, resume, deste modo, a lógica de prioridade no “despacho” das usinas (fontes) produtoras de eletricidade: “não interessa se trata – se de combustível de cocô de galinha ou fusão nuclear o que interessa é o preço da energia”. Esta frase revela a mentalidade financeira e visão curta de quem entende muito pouco de planejamento energético particularmente em se tratando de um sistema elétrico com as características do Sistema Integrado Nacional. Ela sintetiza a miopia de um gerenciamento focando exclusivamente o aspecto contábil em curto prazo e não o comportamento anual e plurianual do sistema objetivando a segurança do fornecimento e o menor preço médio da energia.

No Brasil, a produção de energia para o atendimento continuo da “base de carga” pode ser entendida como sendo a energia produzida pelas hidroelétricas, usando a média anual do caudal mínimo dos rios que as alimentam, adicionando também a média mínima da energia produzida pelas fontes eólica e solar acrescida pela energia produzida pelas usinas termo- elétricas de menor preço (nucleares e a carvão) operando em produção anual continua . Os picos diários de demanda, ou seja, o “segmento de carga” deve ser prioritariamente atendido com o estoque regulador de energia constituído pela água dos reservatórios. As hidroelétricas têm a capacidade de “seguir a carga” com mais facilidade e economicidade do que as usinas térmicas.

As usinas termoelétricas a gás e óleo são construídas com menor valor de investimento, mas funcionam com o combustível de maior preço resultando em alto preço na energia elétrica produzida. Não é aconselhável que essas usinas operem continuamente ao longo do ano. Quando não estão produzindo energia são remuneradas pelo retorno do investimento acrescido do custo operacional nesta condição e lucro. Quando solicitadas a operar pelo Operador Nacional do Sistema recebem o adicional pela energia efetivamente produzida. É assim, mas isto é vantajoso para quem?

Para funcionar produzindo grandes “blocos de energia” em regime continuo na “base de carga” as usinas térmicas que produzem energia a menor preço por Megawatt-hora são as usinas nucleares e as usinas convencionais que usam carvão como combustível.

O Brasil é prodigo em reservas de urânio e detém a tecnologia de todas as etapas do ciclo combustível nuclear desde a mineração e produção do Yellow Cake até a finalização do elemento combustível para ser usado nos reatores, passando assim por todas as etapas do ciclo do combustível nuclear. Nosso País consta da pequena lista de países que dominam a tecnologia de enriquecimento de urânio e dispõe de grandes reservas de urânio. Somente os Estados Unidos, Rússia e Brasil fazem parte desta pequena lista. Todos os demais países ou dispõem da tecnologia do ciclo do combustível nuclear ou são detentoras de reservas de urânio ou nenhuma das duas condições e pagam por isso quando é compensador.

Países sem grandes fontes de combustível como o Japão e a França dificilmente poderão prescindir da utilização da energia nuclear que pode proporcionar estoque plurianual de combustível a preços competitivos e pequeno volume de armazenamento.

Quando for feita a reformulação correta e competente do sistema elétrico brasileiro ficará evidente a necessidade utilização continua em base de carga das usinas núcleo-elétricas ficando para uso apenas ocasional (quando houver necessidade) as usinas termo elétricas convencionais a óleo e gás para completar a produção de energia em poucos meses do ano. Em virtude do grande investimento necessário, o ritmo de construção das usinas nucleares deve ser compatibilizado com as necessidades de fornecimento de energia em base de carga que assegure a existência do estoque regulador de energia adequado.

O completo entendimento do conceito de utilizar o volume de água nos reservatórios das hidrelétricas no sistema elétrico como “estoque regulador de energia” permitirá minimizar o preço médio da energia elétrica, o impacto ambiental e maximizar o uso das fontes energia renováveis menos poluentes.

8.    O Futuro da Energia Nuclear no Brasil

Deve-se ter em vista que o consumo de eletricidade continuará crescendo e que a situação atual é uma única exceção (em 50 anos) em que repetimos em 2018 o consumo de 2014. O estoque máximo de água nos reservatórios se manteve constante desde o inicio na década de 1990. A melhor forma de garantir o estoque regulador de água é considerar como energia de “Base de Carga Hidroelétrica” o caudal mínimo anual dos rios e usar usinas nucleares que são as termoelétricas de menor preço da energia (comparando-se com as demais termoelétricas) para compor a “base de carga de energia elétrica”. As grandes reservas nacionais de urânio estimulam a adoção desta opção.

A Eletronuclear desenvolveu em parceria com a COPPE, Coordenadoria de Pós-Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro com a ótica da “segunda era nuclear” um importante estudo de localização para construção de centrais nucleares no Brasil. As conclusões desse estudo foram divulgadas sob a forma de palestras pela Empresa. Tal estudo iniciou-se pela seleção dos locais para construção que atendem a uma extensa lista de requisitos (mais de dois mil) priorizando a segurança nuclear. Foram selecionadas quarenta opções de localização que atendem a todos os requisitos.

Cada central núcleoelétrica planejada neste estudo, ao final de sua construção, teria capacidade para comportar seis usinas nucleares tipo PWR com cerca de 1200 Megawatts que seriam construídas sequencial e paulatinamente. É recomendável que o inicio da construção de cada usina da mesma central seria defasado de cerca de um ano e meio do inicio da construção da usina anterior para otimizar a utilização da mão de obra e minimizar o preço total da construção de cada central.

Considera-se aqui que a decisão sobre a possível implantação dessas centrais seria tomada no planejamento energético global, mas os possíveis locais já estariam determinados.

Naquele estudo, foi feita a opção por usinas dotadas reatores PWR modernos com sistema de segurança passiva aprimorada que não necessitam de energia externa para remoção do calor residual produzido pelos núcleos dos reatores após o desligamento com a interrupção da reação nuclear em cadeia.

O conceito de segurança passiva aprimorada prevê que o calor residual de um reator nuclear depois do desligamento súbito, que no primeiro momento, se constitui em cerca de 2,3% da energia que o reator vinha produzindo antes da interrupção da reação nuclear em cadeia e decresce rapidamente ao longo de quarenta e oito horas para valores mínimos seja absorvido sem a necessidade de existir um sistema independente de remoção de calor que utilize energia elétrica como ocorre na maior parte das usinas nucleares atualmente existentes.

 Os modernos reatores PWR são projetados para que a dissipação desta energia residual produzida pelo núcleo do reator seja realizada por circulação natural por convecção da água no circuito primário da usina tornando-se desnecessária a utilização de energia elétrica de fonte não nuclear externa para assegurar a remoção do calor residual.

Ao término da construção, cada Central Nuclear composta de seis usinas teria a potência total instalada de sete mil e duzentos megawatts e podendo operar com o fator de capacidade de 0,9. Cada uma dessas centrais nucleares, quando dotadas das seis usinas, produziria mais energia do que a soma das energias produzidas pelas hidrelétricas da empresa Furnas ou da empresa CHESF- Centrais Hidrelétricas do São Francisco ou a metade da energia anual gerada pela usina de Itaipu.

A retomada do crescimento econômico brasileiro implicará necessariamente em aumento do consumo de eletricidade e tornará ainda mais evidente a necessidade de aumentar utilização de termoelétricas nucleares na ”base de carga” produzindo “grandes blocos de energia”. Caso seja mantida a atual intensa utilização de usinas termoelétricas convencionais a óleo e gás o alto preço da eletricidade atualmente praticado tenderá a aumentar.

Qualquer nova usina nuclear, prevista para ser construída, deverá ser planejada com a ótica da “segunda era nuclear” que prioriza a segurança e entende a energia nuclear não como sendo “a solução” para produção de eletricidade e sim com uma fonte complementar primária de produção de energia com segurança que não pode deixar de participar de um “mix” de fontes produtoras para assegurar a garantia no fornecimento de eletricidade com economicidade e minimizando os impactos ambientais.

O planejamento da geração nuclear tem que ser parte do programa de longo prazo de geração de energia para o Brasil. A periodicidade atual (planos decenais) é inadequada para isso. Em termos de planejamento energético nacional, dez anos constituem um prazo curto. O ciclo de planejamento e construção de uma instalação de grande porte produtora de energia e linha de transmissão associada é da ordem de dez anos de acordo a pratica internacional e frequentemente um empreendimento de porte escapa ao ciclo de dez anos. O lançamento do plano de longo prazo vem sendo sucessivamente adiado pelo Governo Federal.

Para o importante setor nuclear torna-se necessário:

  1. Terminar a construção da Usina Nuclear Angra 3 da Central Nuclear Álvaro Alberto em Angra do Reis.
  2. Decidir o local da construção de uma ou até mesmo duas centrais nucleares, com a possível brevidade, selecionando sua localização entre as quarenta localizações recomendadas nos estudos realizados pela COPPE e a Eletronuclear que sejam mais convenientes para atender as necessidades do Sistema Integrado Nacional. Com isto, não se perderia o conhecimento acumulado na área por técnicos altamente especializados.
  3. Decidir, a programação da construção das usinas dentro de um planejamento global, idealmente, com o início da construção da primeira central até 2022. É possível custear, ao menos parcialmente, a construção das usinas nucleares com a “venda futura de energia” garantida por acordos de governo, porém mantendo a propriedade e responsabilidade da estatal brasileira pela propriedade, operação e descomissionamento das usinas nucleares[6].
  4. Construir a instalação de armazenamento intermediaria de rejeitos da Central Nuclear Álvaro Alberto e o módulo de demonstração experimental da Instalação para estocagem, em longo prazo, de combustível nuclear queimado. Este novo conceito de estocagem concebido na Eletronuclear permite estocar por mais de quinhentos anos todo o combustível nuclear utilizado em todas as centrais nucleares brasileiras com total segurança e baixo preço, usando a remoção do calor residual por circulação natural e permitindo monitoramento seguro, simples, constante e de baixo custo. Esta solução é tecnologicamente muito mais avançada do que o antigo conceito de deposição dos rejeitos nucleares em grandes profundidades em locais teoricamente considerados estáveis que foi preconizado durante a “primeira era nuclear” e que na realidade significa “colocar o lixo debaixo do tapete”, embora essa concepção ainda conte com grande número de adeptos.
  5. Aprimorar a operação e ampliar as instalações da INB – Indústrias Nucleares do Brasil de forma que em um prazo máximo de dez anos sejam atendidas as necessidades de combustível nuclear para alimentar as usinas nucleares que estiverem em funcionamento no País.
  6. Ampliar a responsabilidade da INB para ser encarregada do transporte e armazenamento do combustível nuclear queimado dos reatores e posteriormente, quando for economicamente recomendável para o Brasil, reprocessar o combustível nuclear queimado[7], e manter a estocagem monitorada dos rejeitos usando o provavelmente as mesmas instalações construídas em região adequada para o armazenamento intermediário, no longo prazo, do combustível nuclear queimado.
  7. A CNEN – Comissão Nacional de Energia Nuclear completará a construção do RMB – Reator de Multipropósito Brasileiro em Iperó, São Paulo, para atender as necessidades nacionais de radioisótopos, testes de materiais e combustíveis e experiências conjuntas com centros de pesquisa e universidades.
  8. Ampliar a prospecção de Urânio em território nacional.
  9. Incluir nas responsabilidades da INB a comercialização e gestão do estoque de urânio para atender as necessidades nacionais. A INB passaria a ter a atribuição de adquirir no Brasil a preços do mercado internacional em longo prazo o Yellow Cake que as mineradoras que operam no país decidirem produzir a partir do conteúdo de urânio nos minérios que exportam.
  10. Dar prosseguimento ao programa de submarinos com propulsão nuclear e, consequentemente, a todas as atividades em desenvolvimento em Aramar.

Bibliografia

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[1] 1938 (Dezembro) Fermi recebe o prêmio Nobel pela descoberta de “elementos transurânicos”, na verdade fissão de urânio e parte para os EUA. (22 deDezembro ) Otto Hahn envia texto para Lise Meiner com resultados experimentais que são interpretados por Meiner e seu sobrinho Otto Frish como fissão nuclear.  
1939 (6 de janeiro) Hahn e seu assistente Fritz Strassmann publicam seus resultados; (11 de Fevereiro)  Meitner and Frisch publicam a interpretação teórica dos resultados de Hahn-Strassmann como fissão nuclear .

[2] União Soviética 1949, Reino Unido 1952, França 1960 e China em 1964.

[3] Cerca de 14.570 ogivas sendo que 13.400 em poder de Rússia e EUA, conforme avaliação da Arms Control Association https://www.armscontrol.org/factsheets/Nuclearweaponswhohaswhat

[4] Nota: Vale a pena acessar os mapas mostrados na Figura 3. Os mapas permitem o zoom para examinar detalhes. É possível, no segundo mapa, ler a altitude do famoso encontro das águas dos rios Negro e Solimões, perto de Manaus. Onde a altitude é de 7m em relação ao mar. Isto faz com que o aproveitamento hidroelétrico do Rio Amazonas propriamente dito, formado deste encontro das águas, seja praticamente inviável para centrais de porte.

[5] Em alguns países do mundo são usadas usinas reversíveis, sendo a água de um reservatório bombeada para reservatórios a montante para armazenar energia excedente de outras usinas. Isto exige um considerável investimento que mesmo assim pode ser viável. Im considerável investimento que o Brasil ainda consegue evitar, mas pode ser uma alternativa às baterias para “armazenar vento” ou energia fotovoltaica.

[6] Na Bélgica, em uma mesma central existem usinas de diferentes proprietários o que nos sugere diferentes financiadores compradores de blocos de energia futura a ser produzida em uma mesma central nuclear brasileira. O financiamento da construção de usinas nucleares com o pagamento com a energia a ser produzida implicará na adoção de legislação que garanta a compra, o preço futuro da energia, sua correção inflacionaria e garantia cambial.

[7] Essa posição coincide com a adotada pela Política Nuclear Brasileira (Decreto Nº 9600 de 05/12/2018) e tem o significado de que o Brasil considera a energia contida no combustível utilizado aproveitável no futuro e baliza a definição do tipo de armazenamento a ser adotado que é muito importante na fase atual.

Uma Moratória para o Metano

E&E Nº 101 – outubro a dezembro de 2018

Opinião:

EFEITO ESTUFA:
UMA MORATÓRIA PARA O METANO

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
 
carlos.feu@ecen.com, olga@ecen.com

Resumo

Existem incertezas científicas importantes sobre o comportamento do metano na atmosfera levantadas nos próprios estudos do IPCC, órgão que assessora a ONU em questões de aquecimento global. A comunidade científica internacional da área tem chamado a atenção sobre a precariedade dos modelos e das consequentes incertezas quanto à evolução futura da concentração do metano na atmosfera. Essa está, há décadas, em uma trajetória de estabilização, que contraria as projeções iniciais do Terceiro Relatório do IPCC. Existem, ainda, variações importantíssimas nos coeficientes para expressar o metano em equivalente a CO2. Isso reflete as dúvidas existentes sobre a importância do metano no aumento da temperatura global.

No Brasil, o metano é um gás de grande peso na contabilidade atual das emissões. Ações para conter as emissões podem ser ineficazes do ponto de vista do aquecimento global e resultar em gravames importantes para a competitividade do Setor Agropecuário. Por mais inoportuna que pareça a ocasião, em face de apaixonadas e até irracionais contestações políticas sobre a realidade e a gravidade do aquecimento global, está faltando á comunidade científica sugerir claramente a atitude a ser adotada pelo Brasil. Em nossa opinião, esta atitude seria uma moratória nas metas para a agricultura apresentadas na conferência do Clima em Paris.

Palavras chave:

Metano, efeito estufa, GWP, GTP, equivalência a CO2, setor agropecuário, emissões.

1.    Introdução

Os relatórios do IPCC[1] dão respaldo científico ao aumento da temperatura global pelo efeito estufa e da participação da atividade humana nisso. Para o principal gás de efeito estufa, o gás carbônico (CO2), existe a certeza do aumento de sua concentração na atmosfera e as previsões de seu crescimento vêm sendo confirmadas. Para o segundo, o metano (CH4), existe evidência sobre o aumento de sua concentração na atmosfera, mas não há respaldo, nos relatórios do IPCC, da validade das projeções para seu crescimento e não há fundamentação técnica sólida para o coeficiente utilizado para valorar suas emissões em “equivalente a CO2”. Consequentemente, não existe justificativa científica para fazer o esforço que o Brasil se propôs para reduzir à metade a emissão específica[2] do gás metano nas atividades agropecuárias. As medidas relativas a essa meta deveriam ser reconsideradas, numa espécie de moratória.

O metano tem sido tratado com certa ligeireza por ser “apenas” o segundo gás nas emissões causadoras de efeito estufa. No Brasil, ele é um gás muito importante na contabilidade atual para ser tratado assim.

O Setor Agropecuário, direta e indiretamente, é responsável por parte substancial da receita brasileira com exportações. O Brasil faz bem em cooperar para minimizar as emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE, mas não está em condições de assumir compromissos que prejudiquem significativamente sua produção e exportações quando não existe respaldo científico para este esforço.

2.    Importância do metano nas emissões brasileiras

O Brasil assumiu compromissos importantes na Conferência de Paris sobre as emissões de gases de efeito estufa. Entre eles, está o de reduzir a intensidade das emissões agropecuárias a cerca da metade do valor de 2005[3] (Feu Alvim e Mafra, 2016).

O metano é o gás de efeito estufa responsável, no Brasil, por dois terços das emissões na agricultura (World Bank)[4] com predominância da parcela que é formado no aparelho digestivo do gado. Mesmo no cômputo das emissões gerais, fora outros usos da terra (fundamentalmente o desmatamento), o metano, usando os coeficientes correntes, é o maior responsável pelas emissões brasileiras de GEE, sendo superior a do gás carbônico, ao contrário do que acontece, com os demais grandes países. Essas medidas são feitas em equivalente ao gás carbônico através de um fator de conversão (GWP) reconhecidamente problemático.

Ou seja, o metano não é um assunto marginal para o Brasil quando se fala em mudanças climáticas. Quase todas as medidas para redução de emissão de metano implicam em investimentos adicionais e aumentos no custo da produção agropecuária[5]. Os compromissos assumidos pelo Brasil deveriam preocupar o Setor Agropecuário.

3.    Incapacidade de previsão do comportamento da concentração do metano

O esforço pontual para conter as emissões de metano é pouco efetivo para conter o aumento da temperatura. Além disso, o comportamento do metano na atmosfera mostra que a tendência é da concentração se estabilizar em nível próximo ao atual.

A tendência à estabilização da concentração de metano na atmosfera foi identificada em 2006 (Feu et al., 2006) quando o comportamento histórico de estabilização foi examinado com a modelagem logística de Volterra, aplicada extensamente por Cesare Marchetti e José Israel Vargas. 

As previsões de crescimento da concentração do metano no TAR – Terceiro Relatório de Assessoramento ao IPCC não se efetivaram (Feu Alvim e Mafra 2018). A indicação da tendência histórica é que a concentração na atmosfera está parando de crescer. Os modelos teóricos sobre o comportamento do metano não são satisfatórios para descrever o que ocorre com sua concentração na atmosfera, como demonstra artigo de revisão do assunto na revista Nature (Kirschke, 2013). Confrontando os dados sobre o pico no acréscimo da concentração de metano centrado em 2014 com os modelos existentes chegou-se à conclusão que “não há efetivamente nenhuma confiança nas projeções de concentrações futuras de metano[6].

O próprio AR4, Quarto Relatório de Assessoramento do IPCC (IPCC, 2007), já havia assinalado, entre as maiores incertezas no assunto aquecimento global, a confiabilidade dos modelos; especialmente no que se refere ao metano: “é necessário validar os modelos (de projeção da concentração) não se restringindo a intercomparação com outros modelos, principalmente para o caso do metano”. Compreende-se que para o CO2, que permaneceria na atmosfera por centenas ou milhares[7] de anos, o único teste possível é a comparação de resultados entre modelos teóricos. Já a validação dos modelos para o metano pode e deve ser feita com os dados experimentais[8]. A vida média, da ordem de uma dezena de anos, facilita esta validação com os dados disponíveis. O problema é que ainda não existe um modelo consensual para interpretação dos dados.

4.    Dúvidas sobre o coeficiente de equivalência a ser utilizado

Também tem havido intensas discussões sobre o fator de equivalência adotado para valorar o metano em relação ao CO2. Os fatores considerados diferem em cerca de uma ordem de grandeza e até mais. Entre o GWP (Global Warming Potencial) e o GTP[9] (Global Temperature change Potential) para 100 anos a diferença encontrada, nas análises do IPCC, é do GWP=28 e GTP=4 para o metano. Outros pesquisadores usam coeficientes de 0,35 ou 0,26 (WangChang-Ke, et al., 2013) para o GTP do metano. O GTP mede a equivalência baseada na variação de temperatura induzida pelos gases, já o GWP baseia-se apenas no poder de reter a radiação, integrado no período.

Parte do problema da equivalência está no tempo de integração a ser utilizado. Os grupos de trabalho científicos do IPCC, para o Fifth Assessment Report (AR5), analisaram o caso geral dos coeficientes de equivalência, com grande impacto na avaliação do efeito estufa do metano. Chamam a atenção para o problema da escolha do tempo de integração de 100 anos, usado como padrão para computar os coeficientes. O AR5, em seu Capítulo 3, diz que a escolha do tempo de integração, avaliado pelo IPCC para 20, 100 ou 500 anos, é arbitrária e foi improvisada pelos diplomatas na Conferência de Kyoto sem o respaldo científico[10].

 Também é discutido, no relatório AR5, o problema de tratar de uma maneira igual, as emissões de metano independentemente de sua origem fóssil ou orgânica. Deve-se considerar que o processo de emissão de CH4 a partir da digestão animal tem início com a absorção do carbono da atmosfera (CO2) pelos organismos formadores da alimentação bovina. A partir daí, existe uma captura de CO2 que dura até a extinção do CH4 da atmosfera cujo produto predominante ao final de processo é o próprio CO2. Considerando esse ciclo é que as emissões de CO2 por fontes renováveis são consideradas nulas nos inventários dos países. No caso do metano de origem fóssil, parte do CO2 formado permaneceria milhares de anos contribuindo para o efeito estufa.

Deve-se assinalar, além disto, que o Capítulo 8 do mesmo AR5 (IPCC, 2014) que examinou os critérios de equivalências, diz que a decisão de adotar o coeficiente usado foi tomada na Conferência de Kyoto, mas que “não existe argumento científico que justifique selecionar o de 100 anos comparado com outras possíveis escolhas”[11].

Também deveria ser revista essa equivalência no comércio de “direitos de emissão” entre países ou empresas. Nele a eventual supressão da emissão de metano (vida média 12 anos) “compra”, usando um coeficiente de equivalência 28, o direito de não reduzir as emissões de gás carbônico (com uma fração importante do gás permanecendo de milhares de anos) por outros países. Essa equivalência não traduz a eficácia da supressão eventual da emissão de metano em compensar a emissão de CO2 para mitigar o aumento de temperatura. Essa troca foi feita em projetos de MDL (mecanismo de desenvolvimento limpo) propostos em Kyoto, e deveria ser considerada hoje (no mínimo) antiética.

5.    A moratória sobre os compromissos de redução de metano

Em nossa opinião, seria prudente suspender a meta para a Agropecuária até que fosse quantificado o que seria conveniente e necessário fazer. De outra forma, estaríamos empregando recursos especialmente escassos de investimento em uma atividade em que o Brasil consegue competir com vantagem no comércio exterior.

Feita a reavaliação, as medidas para redução de emissões estariam restritas àquelas de seguro resultado sobre o aquecimento global. Do ponto de vista prático, elas seriam limitadas às que forem justificáveis usando-se o índice GTP.

Nossa meta voluntária é reduzir à metade as emissões por unidade de produto agrícola em 2025 ou 2030 tomando como referência o ano de 2005. Já assinalamos aqui, por diversas vezes, a enorme passividade com que os setores produtivos brasileiros aceitaram as metas propostas para a “pretendida” Contribuição Nacionalmente Determinada – CND, mais conhecida pela sigla inglesa iNDC (intended Nationally Determined Contribution).

Pare reduzir emissões são necessários investimentos que constituem o mais grave gargalo ao desenvolvimento brasileiro. Tendo em vista o conturbado ambiente político vivido pelo país nos últimos anos, praticamente não houve uma discussão séria da sociedade sobre as metas que seriam assumidas nem de seus custos. Isto apesar das consultas públicas que o Ministério do Meio Ambiente procurou fazer com a Sociedade.

De uma maneira geral, as entidades patronais até aplaudiram, no Brasil, os engajamentos assumidos pelo Governo, em nome da sociedade, julgavam talvez que o Governo subsidiaria os custos. Isto claramente não poderá ser feito.

6.    Conclusões

As consequências econômicas da redução prometida para o metano passaram despercebidas por ser um problema que concerne de uma maneira muito especial ao Brasil, não havendo discussões correspondentes no exterior. O compromisso assumido pelas autoridades brasileiras é uma contribuição voluntária que não foi suficientemente discutida internamente. O Brasil defende, tanto na assessoria científica como na comunidade diplomática, a adoção do coeficiente baseado na temperatura.

Na revista anterior, (Feu Alvim & Mafra, 2018) foi apontada a conveniência de que só fossem implantadas medidas relativas às emissões de metano, quando justificáveis, em análise técnico-econômica usando-se o índice GTP que exprime a equivalência entre gases, baseado no efeito sobre a temperatura global.

O que se propõe aqui é que o Brasil adote internamente o fator de equivalência defendido por cientistas brasileiros e também pelo próprio relatório técnico do IPCC. Adotando a equivalência GTP, proposta para o metano, o Brasil já estaria reduzindo sua emissão de 2012[12] de 40% em equivalente a CO2 como foi mostrado na referência acima citada. Com a menor importância relativa do metano, ficará mais fácil remanejar as emissões e cumprir os compromissos globais.

Deve-se lembrar também, que parte da meta pode ser alcançada com aumentos da produtividade. Isso já aconteceu entre 2005 e 2014, o Brasil já havia reduzido em 20% suas emissões por unidade de produto na Agropecuária quando assinou o compromisso. Parte da meta já está alcançada e a redução das emissões pode ainda ser significativa.

É preciso, frente às novas e difíceis circunstâncias econômicas que o País viveu nesse longo período de recessão, chegar a uma proposta realista sobre nossas metas de emissões. O Brasil tem crédito acumulado com seus baixos índices de emissão por produto, para justificar a revisão da meta.

O novo compromisso que venha a ser feito[13] ainda contemplaria uma redução substancial das emissões por produto agropecuário, mas manteria nossa competitividade internacional. Não se correria também o risco de estar contribuído para aumentar o crescimento da temperatura global pelo uso de um coeficiente incorreto. Existe, com efeito, o perigo de aumentar, ao invés de reduzir a emissão de gases de efeito estufa, a partir das emissões indiretas com gastos com combustíveis e fertilizantes exigidos pela modernização da agropecuária.

Feitas as alterações, sobrará algum lugar talvez para o “gado feliz”, criado sem confinamento excessivo, que saberíamos valorizar comercialmente como já se faz com o frango e os suínos criados de maneira mais natural

.Bibliografia

Feu Alvim, C., e Mafra, O. (2018). As Efeito Estufa: Persisten Dúvidas sobre o Papel do Metano. Economia e Energia E&E 100.
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Feu Alvim, Carlos, Ferreira, Omar Campos e Vargas e José Israel (2006). Evolução da concentração de metano na atmosfera. Economia e Energia [Online] E&E, 55.  
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IPCC. (2014). Kolstad C., K. Urama, J. Broome, A. Bruvoll, M. Cariño Olvera, D. Fullerton, C. Gollier, W. M. Hanemann, R. Hassan, F. Jotzo, M. R. Khan, L. Meyer, and L. Mundaca, 2014: Social, Economic and Ethical Concepts and Methods. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler,  I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)].  Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA.   https://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar5/wg3/ipcc_wg3_ar5_chapter3.pdf

Kirschke (2013). Kirschke, S. &., Ciais, P. &., Saunois, P. &., Canadell, M. &., Dlugokencky, J. &., Bergamaschi, E. &., . . . Feng, F. &. (2013). Three decades of global methane sources and sinks. Nature Geoscience, 813-823.

WangChang-Ke, LuoXin-Zheng, & ZhangHua. (25 de june de 2013). Shares Differences of Greenhouse Gas Emissions Calculated with GTP and GWP for Major Countries. Advances in Climate Change Research, 4(2).

Worden, John R., Bloom, A. Anthony, Pandey, Sudhanshu, Jiang, Zhe, Worden, Helen M., Walker, Thomas W., . . . Röckmann, Thomas. (2017, dec 20). Reduced biomass burning emissions reconcile conflicting estimates of the post 2006 atmospheric methane budget. Nature Communications, 8(1). Retrieved 2018, from https://doi.org/10.1038/s41467-017-02246-0

World Bank. (s.d.). World Development Indicators. Fonte: World Bank Time Series: http://data.worldbank.org/data-catalog/world-development-indicators

Notas:

[1] IPCC Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas, “The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) is an intergovernmental body of the United Nations,[1][2] dedicated to providing the world with an objective, scientific view of climate change and its political and economic impacts “

[2] Por produto.

[3] O compromisso é o de praticamente manter, em 2025 e 2030, emissão praticamente igual a de 2005, como se espera que a produção pelo menos duplique, isto significa reduzir à metade e emissão por produto.

[4] As emissões de gases de efeito estufa com o uso de combustíveis na agricultura são contabilizadas como consumo energético.

[5] Os investimentos e custos adicionais para reduzir as emissões podem resultar em aumentos  na produtividade e serem economicamente justificáveis. Essas medidas devem ser implantadas até independentemente do esforço para redução das emissões de GEE.

[6] “However, determining the relative contributions of anthropogenic, biogeochemical, and chemical drivers of methane trends has been extremely challenging and consequently there is effectively no confidence in projections of future atmospheric methane concentrations”. 
https://www.nature.com/articles/s41467-017-02246-0   Pag  2/34.

[7] A vida média do CO2 na atmosfera ainda admitida pelos modelos do IPCC não é bem determinada, variando ao longo dos anos a medida que os processos de absorção do metano reduzem sua eficácia. A vida medida pela absorção no início da simulação reproduzida no relatório técnico do AR5 é da ordem de uma ou mais centena de anos.

[8] Validation beyond model intercomparisons is required, especially also with respect to the methane cycle. Pag 249.

[9] O GWP – Global Warming Potential baseia-se na comparação da integração do coeficiente de radiação (RF) ao longo de um período determinado para um gás (no caso metano) com o gás de referência (no caso CO2). O GTP – Global Temperature Change Potential compara o efeito sobre a temperatura ao final do período. Nesse caso, há um retardo entre a emissão do gás na superfície da Terra e seu efeito de contenção da radiação do calor que se dá em altitudes maiores.

[10] “the IPCC has calculated global warming potentials (GWPs) to convert climate pollutants into common units over 20, 100 and 500 year time horizons. …In the Kyoto Protocol, diplomats chose the middle value – 100 years – despite the lack of any published conclusive basis for that choice.
https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/ipcc_wg3_ar5_chapter1.pdf    Pag 122.

[11] “There is no scientific argument for selecting 100 years compared with other choices.” https://ar5-syr.ipcc.ch/resources/htmlpdf/WG1AR5_Chapter 08_FINAL/   Pag. 711.

[12] Excetuando outros usos da terra, principalmente florestas.

[13] Essas medidas inda não incluiriam a redução da emissão de metano que poderá ser feita, como futura medida “emergencial” (face aos enormes prazos envolvidos no estoque de CO2) para conter o aquecimento global no futuro. Isto poderá ocorrer em uma outra circunstância histórica onde certamente os mecanismos de emissão e absorção do metano já serão melhores conhecidos. Atualmente, não se pode confundir as medidas direcionadas a controlar o estoque centenário e milenar de gases de efeito estufa na atmosfera com medidas de fluxo para conter em um prazo de dezenas de anos o aquecimento global.

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Conteúdo E&E 101:

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Efeito Estufa: Uma moratória para o metano

Opinião:

EFEITO ESTUFA:
UMA MORATÓRIA PARA O METANO

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
  carlos.feu@ecen.com, olga@ecen.com

Resumo

Existem incertezas científicas importantes sobre o comportamento do metano na atmosfera levantadas nos próprios estudos do IPCC, órgão que assessora a ONU em questões de aquecimento global. A comunidade científica internacional da área tem chamado a atenção sobre a precariedade dos modelos e das consequentes incertezas quanto à evolução futura da concentração do metano na atmosfera. Essa está, há décadas, em uma trajetória de estabilização, que contraria as projeções iniciais do Terceiro Relatório do IPCC. Existem, ainda, variações importantíssimas nos coeficientes para expressar o metano em equivalente a CO2. Isso reflete as dúvidas sobre a importância do metano no aumento da temperatura global.

No Brasil, o metano é um gás de grande peso na contabilidade atual das emissões. Ações para conter as emissões podem ser ineficazes do ponto de vista do aquecimento global e resultar em gravames importantes para a competitividade do Setor Agropecuário. Por mais inoportuna que pareça a ocasião, em face de apaixonadas e até irracionais contestações políticas sobre a realidade e a gravidade do aquecimento global, está faltando á comunidade científica sugerir claramente a atitude a ser adotada pelo Brasil. Em nossa opinião, esta atitude seria uma moratória nas metas para a agricultura apresentadas na conferência do Clima em Paris.

Palavras chave:

Metano, efeito estufa, GWP, GTP, equivalência a CO2, setor agropecuário, emissões.

1.    Introdução

Os relatórios do IPCC[1] dão respaldo científico ao aumento da temperatura global pelo efeito estufa e da participação da atividade humana nisso. Para o principal gás de efeito estufa, o gás carbônico (CO2) existe a certeza do aumento de sua concentração na atmosfera e as previsões de seu crescimento vêm sendo confirmadas. Para o segundo, o metano (CH4), existe evidência sobre o aumento de sua concentração na atmosfera, mas não há respaldo, nos relatórios do IPCC, da validade das projeções para seu crescimento e não há fundamentação técnica sólida para o coeficiente utilizado para valorar suas emissões em “equivalente a CO2”. Consequentemente, não existe justificativa científica para fazer o esforço que o Brasil se propôs para reduzir à metade a emissão específica[2] do gás metano nas atividades agropecuárias. As medidas relativas a essa meta deveriam ser reconsideradas, numa espécie de moratória.

O metano tem sido tratado com certa ligeireza por ser “apenas” o segundo gás nas emissões causadoras de efeito estufa. No Brasil, ele é um gás muito importante na contabilidade atual para ser tratado assim.

O Setor Agropecuário, direta e indiretamente, é responsável por parte substancial da receita brasileira com exportações. O Brasil faz bem em cooperar para minimizar as emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE, mas não está em condições de assumir compromissos que prejudiquem significativamente sua produção e exportações quando não existe respaldo científico para este esforço.

2.    Importância do metano nas emissões brasileiras

O Brasil assumiu compromissos importantes na Conferência de Paris sobre as emissões de gases de efeito estufa. Entre eles, está o de reduzir a intensidade das emissões agropecuárias a cerca da metade do valor de 2005[3] (Feu Alvim e Mafra, 2016).

O metano é o gás de efeito estufa responsável, no Brasil, por dois terços das emissões na agricultura (World Bank)[4] com predominância da parcela que é formado no aparelho digestivo do gado. Mesmo no cômputo das emissões gerais, fora outros usos da terra (fundamentalmente o desmatamento), o metano, usando os coeficientes correntes, é o maior responsável pelas emissões brasileiras de GEE sendo superior a do gás carbônico, ao contrário do que acontece, com os demais grandes países. Essas medidas são feitas em equivalente ao gás carbônico através de um fator de conversão (GWP) reconhecidamente problemático.

Ou seja, o metano não é um assunto marginal para o Brasil quando se fala em mudanças climáticas. Quase todas as medidas para redução de emissão de metano implicam em investimentos adicionais e aumentos no custo da produção agropecuária[5]. Os compromissos assumidos pelo Brasil deveriam preocupar o Setor Agropecuário.

3.    Incapacidade de previsão do comportamento da concentração do metano

O esforço pontual para conter as emissões de metano é pouco efetivo para conter o aumento da temperatura. Além disso, o comportamento do metano na atmosfera mostra que a tendência é da concentração se estabilizar em nível próximo ao atual.

A tendência à estabilização da concentração de metano na atmosfera foi identificada em 2006 (Feu et al., 2006) quando o comportamento histórico de estabilização foi examinado com a modelagem logística de Volterra, aplicada extensamente por Cesare Marchetti e José Israel Vargas. 

As previsões de crescimento da concentração do metano no TAR – Terceiro Relatório de Assessoramento ao IPCC não se efetivaram (Feu Alvim e Mafra 2018). A indicação da tendência histórica é que a concentração na atmosfera está parando de crescer. Os modelos teóricos sobre o comportamento do metano não são satisfatórios para descrever o que ocorre com sua concentração na atmosfera, como demonstra artigo de revisão do assunto na revista Nature (Kirschke, 2013). Confrontando os dados sobre o pico no acréscimo da concentração de metano centrado em 2014 com os modelos existentes chegou-se à conclusão que “não há efetivamente nenhuma confiança nas projeções de concentrações futuras de metano[6].

O próprio AR4, Quarto Relatório de Assessoramento do IPCC (IPCC, 2007), já havia assinalado, entre as maiores incertezas no assunto aquecimento global, a confiabilidade dos modelos; especialmente no que se refere ao metano: “é necessário validar os modelos (de projeção da concentração) não se restringindo à intercomparação com outros modelos, principalmente para o caso do metano”. Compreende-se que para o CO2, com vida média de milhares de anos, o único teste possível é a comparação de resultados entre modelos teóricos. Já a validação dos modelos para o metano pode e deve ser feita com os dados experimentais[7]. A vida média, da ordem de uma dezena de anos, facilita esta validação com os dados disponíveis. O problema é que ainda não existe um modelo consensual para interpretação dos dados.

4.    Dúvidas sobre o coeficiente de equivalência a ser utilizado

Também tem havido intensas discussões sobre o fator de equivalência adotado para valorar o metano em relação ao CO2. Os fatores considerados diferem em cerca de uma ordem de grandeza e até mais. Entre o GWP (Global Warming Potencial) e o GTP[8] (Global Temperature change Potential) para 100 anos a diferença encontrada, nas análises do IPCC, é de um fator que vai de 28 a 4. Outros pesquisadores usam coeficientes de 0,35 ou 0,26 (WangChang-Ke, et al., 2013) para o GTP. O GTP mede a equivalência baseada na variação de temperatura induzida pelos gases, já o GWP baseia-se apenas no poder de reter a radiação, integrado no período.

Parte do problema da equivalência está no tempo de integração a ser utilizado. Os grupos de trabalho científicos do IPCC, para o Fifth Assessment Report (AR5), analisaram o caso geral dos coeficientes de equivalência, com grande impacto na avaliação do efeito estufa do metano. Chamam a atenção para o problema da escolha do tempo de integração de 100 anos, usado como padrão para computar os coeficientes. O AR5, em seu Capítulo 3 diz que a escolha do tempo de integração, avaliado pelo IPCC para 20, 100 ou 500 anos, é arbitrária e foi improvisada pelos diplomatas na Conferência de Kyoto sem o respaldo científico[9].

 Também é discutido, no relatório AR5, o problema de tratar de uma maneira igual, as emissões de metano independentemente de sua origem fóssil ou orgânica. Deve-se considerar que o processo de emissão de CH4 a partir da digestão animal tem início com a absorção do carbono da atmosfera (CO2) pelos organismos formadores da alimentação bovina. A partir daí, existe uma captura de CO2 que dura até a extinção do CH4 da atmosfera cujo produto predominante ao final de processo é o próprio CO2. Considerando esse ciclo é que as emissões de CO2 por fontes renováveis são consideradas nulas nos inventários dos países. No caso do metano de origem fóssil o CO2 formado permanecerá, em média, milhares de anos contribuindo para o efeito estufa.

Deve-se assinalar, além disto, que o Capítulo 8 do mesmo AR5 (IPCC, 2014) que examinou os critérios de equivalências, diz que a decisão de adotar o coeficiente usado foi tomada na Conferência de Kyoto, mas que “não existe argumento científico que justifique selecionar o de 100 anos comparado com outras possíveis escolhas”[10].

Também deveria ser revista essa equivalência no comércio de “direitos de emissão” entre países ou empresas. Nele a eventual supressão da emissão de metano (vida média 12 anos) “compra”, usando um coeficiente de equivalência 28, o direito de não reduzir as emissões de gás carbônico (vida média de milhares de anos) por outros países. Essa equivalência não traduz a eficácia da supressão eventual da emissão de metano em compensar a emissão de CO2 para mitigar o aumento de temperatura. Essa troca foi feita em projetos de MDL (mecanismo de desenvolvimento limpo) propostos em Kyoto, e deveria ser considerada hoje (no mínimo) antiética.

5.    A moratória sobre os compromissos de redução de metano

Em nossa opinião, seria prudente suspender a meta para a Agropecuária até que fosse quantificado o que seria conveniente e necessário fazer. De outra forma, estaríamos empregando recursos especialmente escassos de investimento em uma atividade em que o Brasil consegue competir com vantagem no comércio exterior.

Feita a reavaliação, as medidas para redução de emissões estariam restritas àquelas de seguro resultado sobre o aquecimento global. Do ponto de vista prático, elas seriam limitadas às que forem justificáveis usando-se o índice GTP.

Nossa meta voluntária é reduzir à metade as emissões por unidade de produto agrícola em 2025 ou 2030 tomando como referência o ano de 2005. Já assinalamos aqui, por diversas vezes, a enorme passividade com que os setores produtivos aceitaram as metas propostas para a “pretendida” Contribuição Nacionalmente Determinada – CND, mais conhecida pela sigla inglesa iNDC (intended Nationally Determined Contribution).

Pare reduzir emissões são necessários investimentos que constituem o mais grave gargalo ao desenvolvimento brasileiro. Tendo em vista o conturbado ambiente político vivido pelo país nos últimos anos, praticamente não houve uma discussão séria da sociedade sobre as metas que seriam assumidas nem de seus custos. Isto apesar das consultas públicas que o Ministério do Meio Ambiente procurou fazer com a Sociedade.

De uma maneira geral, as entidades patronais até aplaudiram os engajamentos assumidos pelo Governo, em nome da sociedade, julgavam talvez que o Governo subsidiaria os custos. Isto claramente não poderá ser feito.

6.    Conclusões

As consequências econômicas da redução prometida para o metano passaram despercebidas por ser um problema que concerne de uma maneira muito especial ao Brasil, não havendo discussões correspondentes no exterior. O compromisso assumido pelas autoridades brasileiras é uma contribuição voluntária que não foi suficientemente discutida internamente. O Brasil defende, tanto na assessoria científica como na comunidade diplomática, a adoção do coeficiente baseado na temperatura.

Na revista anterior, (Feu Alvim & Mafra, 2018) foi apontada a conveniência de que só fossem implantadas medidas relativas às emissões de metano, quando justificáveis, em análise técnico-econômica usando-se o índice GTP que exprime a equivalência entre gases, baseado no efeito sobre a temperatura global.

O que se propõe aqui é que o Brasil adote internamente o fator de equivalência defendido por cientistas brasileiros e também pelo próprio relatório técnico o IPCC. Adotando a equivalência GTP, proposta para o metano, o Brasil já estaria reduzindo sua emissão de 2012[11] de 40% em equivalente a CO2. Com a menor importância relativa do metano, ficará mais fácil remanejar as emissões e cumprir os compromissos globais.

Deve-se lembrar também, que parte da meta pode ser alcançada com aumentos da produtividade. Isso já aconteceu entre 2005 e 2014, o Brasil já havia reduzido em 20% suas emissões por unidade de produto na Agropecuária quando assinou o compromisso. Parte da meta já está alcançada e a redução das emissões pode ainda ser significativa.

É preciso, frente às novas e difíceis circunstâncias econômicas que o País viveu nesse longo período de recessão, chegar a uma proposta realista sobre nossas metas de emissões. O Brasil tem crédito acumulado com seus baixos índices de emissão por produto, para justificar a revisão da meta.

O novo compromisso que venha a ser feito[12] ainda contemplaria uma redução substancial das emissões por produto agropecuário, mas manteria nossa competitividade internacional. Não se correria também o risco de estar contribuído para aumentar o crescimento da temperatura global pelo uso de um coeficiente incorreto. Existe, com efeito, o perigo de aumentar, ao invés de reduzir a emissão de gases de efeito estufa, a partir das emissões indiretas com gastos com combustíveis e fertilizantes exigidos pela modernização da agropecuária.

Feitas as alterações, sobrará algum lugar talvez para o “gado feliz”, criado sem confinamento excessivo, que saberíamos valorizar comercialmente como já se faz com o frango e os suínos criados de maneira mais natural.

Bibliografia

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Kirschke (2013). Kirschke, S. &., Ciais, P. &., Saunois, P. &., Canadell, M. &., Dlugokencky, J. &., Bergamaschi, E. &., . . . Feng, F. &. (2013). Three decades of global methane sources and sinks. Nature Geoscience, 813-823.

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Notas:

[1] IPCC Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas, “The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) is an intergovernmental body of the United Nations,[1][2] dedicated to providing the world with an objective, scientific view of climate change and its political and economic impacts “

[2] Por produto.

[3] O compromisso é o de praticamente manter, em 2025 e 2030, emissão praticamente igual a de 2005, como se espera que a produção pelo menos duplique, isto significa reduzir à metade e emissão por produto.

[4] As emissões de gases de efeito estufa com o uso de combustíveis na agricultura são contabilizadas como consumo energético.

[5] Os investimentos e custos adicionais para reduzir as emissões podem resultar em aumentos  na produtividade e serem economicamente justificáveis. Essas medidas devem ser implantadas até independentemente do esforço para redução das emissões de GEE.

[6] “However, determining the relative contributions of anthropogenic, biogeochemical, and chemical drivers of methane trends has been extremely challenging and consequently there is effectively no confidence in projections of future atmospheric methane concentrations”.  
https://www.nature.com/articles/s41467-017-02246-0    Pag 2/34

[7] Validation beyond model intercomparisons is required, especially also with respect to the methane cycle. Pag 249

[8] O GWP – Global Warming Potential baseia-se na comparação da integração do coeficiente de radiação (RF) ao longo de um período determinado para um gás (no caso metano) com o gás de referência (no caso CO2). O GTP – Global Temperature Change Potential compara o efeito sobre a temperatura ao final do período. Nesse caso, há um retardo entre a emissão do gás na superfície da Terra e seu efeito de contenção da radiação do calor que se dá em altitudes maiores.

[9] “the IPCC has calculated global warming potentials (GWPs) to convert climate pollutants into common units over 20, 100 and 500 year time horizons. …In the Kyoto Protocol, diplomats chose the middle value – 100 years – despite the lack of any published conclusive basis for that choice.
https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/ipcc_wg3_ar5_chapter1.pdf    pag 122

[10] “There is no scientific argument for selecting 100 years compared with other choices.”https://ar5-syr.ipcc.ch/resources/htmlpdf/WG1AR5_Chapter08_FINAL/   pag. 711

[11] Excetuando outros usos da terra, principalmente florestas.

[12] Essas medidas inda não incluiriam a redução da emissão de metano que poderá ser feita, como futura medida “emergencial” (face aos enormes prazos envolvidos no estoque de CO2) para conter o aquecimento global no futuro. Isto poderá ocorrer em uma outra circunstância histórica onde certamente os mecanismos de emissão e absorção do metano já serão melhores conhecidos. Atualmente, não se pode confundir as medidas direcionadas a controlar o estoque centenário e milenar de gases de efeito estufa na atmosfera  com medidas de fluxo para conter em um prazo de dezenas de anos o aquecimento global.

Efeito Estufa: Dúvidas sobre o Papel do Metano

Artigo:               

EFEITO ESTUFA: PERSISTEM DÚVIDAS SOBRE O PAPEL DO METANO

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
 
carlos.feu@ecen.com, olga@ecen.com

Resumo

Os teores do gás carbônico (CO2) e do metano (CH4) na atmosfera estão acima dos recordes históricos e pré-históricos. Ao contrário do gás carbônico, entretanto, o crescimento do metano mostra sinais de desaceleração desde os anos setenta. Por ser uma substância basicamente exotérmica (libera energia quando é oxidado) o metano tem menor vida média que o CO2. Enquanto a concentração do gás carbônico continua no processo regular de crescimento de sua concentração na atmosfera, o metano mostra um comportamento histórico de estabilização, examinado com a modelagem logística de Volterra, aplicada extensamente por Cesare Marchetti e José Israel Vargas.

Doze anos após a primeira análise aqui publicada (2006), a concentração de metano continua seguindo a rota prevista (E&E № 55), ao contrário do que indicava a maioria dos modelos adotados na época pelo IPCC. Durante quase uma década, a concentração de metano praticamente estacionou.

Ao invés de se focar no comportamento inesperado da concentração de metano, a discussão sobre o assunto tem se concentrado na equivalência a ser usada com o gás carbônico. A divergência entre os coeficientes de equivalência entre o metano e o CO2, apresenta um fator próximo a dez.

Tudo isto indica que a incerteza científica sobre o comportamento do metano aconselha prudência na realização de investimentos para reduzir sua emissão. Propõe-se limitar as medida àquelas que forem justificáveis, usando-se o índice GTP (Global Temperature Change Potential).

Palavras Chave

Metano, gases de efeito estufa, GWP, GTP, modelagem logística.

________________________________

1.   Introdução

A mitigação de metano (CH4) tem sido um dos principais alvos de medidas incentivadas visando a redução da emissão de gases de efeito estufa. Este gás, se coletado na origem e suficientemente concentrado, é inflamável e sua energia aproveitável. O protocolo de Kyoto estabeleceu uma equivalência de 21, relativa à igual massa de CO2. Nas orientações do IPCC para as declarações nacionais este valor vem crescendo, chegando a 28, no valor adotado no Relatório de Avaliação 5 – AR5 do IPCC.

Dois fatos têm, no entanto, colocado em dúvida a validade da mitigação do efeito estufa no que é atribuído ao metano. O primeiro deles, é que o coeficiente usado não leva em conta o efeito dele esperado sobre a temperatura, que é o objetivo primordial da mitigação. De fato, quando levado em conta, o coeficiente cai de 28 para 4. O segundo fato, é que a concentração do metano não está crescendo como previsto, supondo-se mesmo que já poderia estar sobre controle da Natureza.

Com efeito, a maioria das projeções para o aumento da concentração de metano, usadas no Terceiro Relatório de Avaliação do IPCC (TAR), falhou redondamente na previsão da concentração futura de metano na atmosfera nas duas décadas seguintes.

Sobre este assunto, foi mostrado na revista E&E № 55 que um tratamento estatístico dos dados da concentração de metano na atmosfera já apresentava sinais de desaceleração desde os anos setenta e que sua tendência indicava uma saturação próxima a 2 ppm[1] ou 2000 ppb, que é a unidade usual para medida deste gás na atmosfera. Na primeira década desde século, a quantidade de metano apresentou-se praticamente estável. Isto levou a comunidade de cientistas que dão sustentação ao IPCC a investigar seriamente a causa desse fenômeno inesperado, que ocorreu justamente nos anos posteriores à divulgação do relatório que havia procurado reforçar, frente à opinião pública, a certeza sobre a realidade do efeito estufa. Do ponto de vista político, não houve críticas exacerbadas sobre o erro das projeções. Na verdade, houve um silêncio respeitoso. Nos programas de mitigação o metano continuou desfrutando do coeficiente que o tornava atraente em projetos como os do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo – MDL.

Nos primeiros anos desta década, constatou-se uma ligeira retomada no crescimento do metano que tem sido bastante realçada, sobretudo, em artigos que comparam o comportamento citado nas duas décadas. Embora real, esta análise é claramente tendenciosa quando se limita a comparar só duas décadas.

Este artigo examina estes dois assuntos. Foram constatadas inúmeras incertezas sobre a concentração de metano e sua equivalência ao CO2 para fins de efeito estufa. Face a essas incertezas, propõe-se que as medidas de mitigação de metano, principalmente as que exigem maior concentração de recursos e que mais onerem a produção devem ser submetidas à criteriosa análise de custo-benefício. Devem-se limitar as ações incentivadas aos projetos viáveis, em termos da equivalência que tomam por base o efeito estimado sobre a temperatura global.

No Brasil, o metano é responsável por pelo menos 36% dos projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo e por 32% dos resultados, de acordo com o Segundo Relatório de Atualização Bienal do Brasil à Convenção – Quadro das Nações Unidas (Brasil MRE/MCTIC, 2017).

Deve-se lembrar que as medidas de contenção do efeito estufa (mitigação) exigem consideráveis investimentos cujo sacrifício é tanto maior quando o país é ainda de baixa renda média, agravada por uma má distribuição, como é o caso do Brasil.

2.   Mais uma vez, o Comportamento Histórico da Concentração de Metano na Atmosfera.

O metano no Brasil é o gás considerado como o de maior contribuição para as emissões brasileiras, quando se excluem as emissões do uso da terra.  

Em 2006, na edição de № 55 (Feu Alvim, et al., 2006) desta revista usou-se essa mesma metodologia que já foi bastante testada para projetar variáveis de comportamento complexo como é o teor de metano na atmosfera terrestre. No caso do metano, existe uma razão a mais para aplicar a metodologia porque, na explicação mais simples, ainda correntemente adotada, este gás desaparece com uma vida média de 12 anos e a eliminação do metano na atmosfera seria proporcional a sua concentração[2]. Na revista E&E N° 65 as previsões já sofreram uma “revisita”, onde foi realçada a divergência entre as previsões sobre a evolução da concentração de metano e as projeções correntes. Na maioria dos modelos avaliados pelo IPCC, a vida média do metano seria aumentada pela redução da concentração de OH na atmosfera o que não ocorreu.

Fazendo uma digressão a respeito: Previsões de longo prazo são as mais confortáveis de se fazer porque dificilmente são cobradas de seus autores. Nesse caso, os autores têm a oportunidade de, 12 anos após a primeira publicação, voltar ao assunto, certamente motivados pelo acerto e, com o estímulo extra, das falhas nas previsões do grande consenso científico representado pelo IPCC.

As projeções anteriormente apresentadas basearam-se nos dados de 1900 a 1996 mostrados na Figura 1.

Figura 1: Valores da concentração de metano na região do Polo Sul, baseados em amostras de gelo datadas e em medidas atmosféricas modernas e respectivos ajustes.

O que se observa neste gráfico é que a variação da concentração de metano na atmosfera vem subindo ao longo do tempo. A Figura se concentra nos anos posteriores a 1940. Na análise anterior foi mostrado que concentração passou de cerca de 850 ppb (partes por bilhão em massa) em 1900 e atingiu cerca de 1700 ppb em meados da década de noventa. Os mesmos dados permitem obter a variação média anual que teriam passado por um máximo na década de setenta. A linha de cor magenta, representa a variação anual da concentração (geralmente acréscimo e assim denominada no gráfico) e é lida na escala à direita. Os dados disponíveis atingiam um período muito mais longo, mas o comportamento dos acréscimos sugeria concentrar a análise nos dados a partir de 1940 que apresentam uma dinâmica diferente dos anos anteriores. Nas atividades humanas, supostas causadoras do aumento da concentração de metano, a Segunda Guerra Mundial e o desenvolvimento do pós-guerra são, seguramente, marcos importante para demarcar o período da análise.

Os valores em magenta na Figura 1 (variações anuais da concentração) servem para determinar o ponto de inflexão da curva de concentrações (ano de 1975) e para estimar a concentração máxima a ser atingida (1890 ppb).

A representação da variação acumulada (a partir de 1940) na escala Fisher-Pry, mostrada na Figura 2, permitiu o ajuste dos dados existentes por uma reta cuja extrapolação serve para projetar os valores futuros, mostrados na Figura 1 tanto para a curva de acréscimos como para a integral.

Figura 2: Ajuste da Curva Fisher-Pry aos valores da concentração de Metano na Atmosfera.

Nesta representação usa-se o tempo como variável na horizontal, e, na vertical log[f/(1-f)]. Nesse caso, definiu-se o valor de base como sendo 954 ppb que é a média dos anos anteriores a 1940 da amostra (1900 a 1938). O valor de f é o valor do ano, subtraído da base, dividido pelo valor máximo, também subtraído da base. Esse ajuste, em escala natural, foi também representado nos dados de concentração mostrados na Figura 1.

Resumindo, baseando-se no comportamento histórico da concentração de metano na atmosfera até 1996, uma curva logística (E&E 55) foi ajustada aos dados. Pelo ajuste, a concentração de metano na atmosfera se estabilizaria bo nível de 1890 ppb. Tal mudança ocorreria em um tempo de 69 anos entre o início do processo (10%) a sua saturação (90%). Havendo o atual ciclo se iniciado em 1940, haveria atingido um valor próximo à saturação em 2010.  Os detalhes desta metodologia de ajuste estão na referência E&E 55.

Os valores, projetados naquela ocasião, podem hoje ser confrontados com os valores reais verificados ao longo de mais de 20 anos. Isto é feito na Figura 3 com dados médios na atmosfera terrestre. Para comparar os dados médios é preciso levar em conta a diferença, verificada nas amostras ao longo dos séculos, na concentração de metano entre o polo Sul e a média mundial que continua existindo nas medidas atuais.

Para comparação, os dados do Polo Sul e os dados médios para o mundo foram renormalizados para a média dos anos 1994 e 1995 para as duas séries de medidas. Encontrou-se um valor de renormalização de 67 ppb que foi subtraído dos valores médios mundiais para comparar com o comportamento indicado. Esta diferença é cerca de 4% da concentração do Polo Sul. Os resultados são mostrados na Figura 3.

Figura 3: Comportamento das concentrações de metano na atmosfera no Polo Sul; projeções do ajuste e comparação com o comportamento de dados disponíveis até 1996 com os novos dados até 2017.

Um atrativo ao estudo dessa questão dos gases de efeito estufa é que as medidas realizadas para compreender sua emissão e dispersão propuseram desafios, que estão provocando interessante atividade de pesquisa com coleta de dados e sua análise por diferentes grupos. Para algumas questões, ainda não existem explicações satisfatórias e, para outras, existem explicações contraditórias.

É o caso da concentração de metano na atmosfera nas diferentes latitudes no globo como também sua variação desde a superfície até as altas camadas da atmosfera. A emissão e absorção do metano obedecem a vários processos e os modelos existentes tem se revelado imprecisos no médio prazo para explicar o comportamento de sua concentração.

De acordo com a literatura, a vida média do metano não seria constante. Por ocasião da Publicação do TAR Base Científica (IPCC, 2001) (cap. 4, fig. 4.14 pag. 276 versão inglesa), havia modelos prevendo sua queda ao longo deste século e a maioria prognosticando seu aumento em virtude da redução da concentração de OH provocada pela própria reação com o metano, da variação da concentração de ozônio (O3) e de monóxido de carbono (CO) na atmosfera, que também interferem na absorção de metano.

Um balanço equilibrado do metano é mostrado na Tabela 1 (Weele, 2006) podendo-se ver a diversidade de processos de emissão tanto naturais como associados à atividade humana e sua absorção dominada pela presença de OH na troposfera. É assinalada a dúvida existente sobre o papel das florestas na emissão de metano.

Tabela 1: Fontes Antropogênicas, Naturais e Absorventes do CH4

Fontes Antropogênicas
(em Tg/ano)

Fontes  Naturais
(em Tg/ano)

Absorventes
(em Tg/ano)

Fosseis                           102
(carvão/petróleo/gás)

Plantações de Arroz  80

Queimadas                     45

Animais                        98

Lixo                                70

Pântanos        145

Termitas           20

Oceanos           15 Geológicas       18

Plantas               ?

OH                         523
Troposférico

Solos                     30

Estratosfera       40

Totais                       395                        198                           593

As projeções para o Terceiro Relatório de Avaliação (TAR) do IPCC, feitas pelos técnicos que assessoram o IPCC, resultaram inteiramente dissonantes do verificado nos últimos anos, mesmo tendo sido feitas com dados posteriores aos utilizados pela revista E&E.

A grande maioria dos cenários considerados no Terceiro Relatório de Assessoramento – TAR (IPCC, 2001) apontava, para os anos seguintes ao da sua publicação (2001), crescimento significativo da concentração de metano na atmosfera, ilustrado na Figura 4.

Os diferentes cenários do IPCC para o TAR representam hipóteses de evolução sem quaisquer medidas de mitigação. Desses cenários (Special Report on Emissions Scenarios – SRES)[3], só um cenário (B1), previa a reversão do crescimento da concentração de metano. Esta reversão só seria alcançada, no entanto, por volta de 2030.

A Figura 4 compara os diferentes cenários do IPCC com o ajuste do artigo da E&E de 2006 e mostra que os resultados eram bastante diferentes. A confrontação com a realidade mostrou uma redução, além da esperada pelo ajuste, e pelos modelos do IPCC.

A aparente retomada do crescimento da concentração do metano, observada no comportamento das curvas da concentração e de sua variação na Figura 3, enquadram-se ainda no comportamento histórico de variações ao longo da tendência. O início de um novo ciclo de crescimento, no entanto, não pode ainda ser descartado.

Figura 4: Comparação do ajuste E&E e a projeções dos modelos IPCC, o gráfico de baixo apresenta uma ampliação de escala

No ajuste utilizado, é bom notar que o máximo de variação teria acontecido na metade da década se setenta quando a humanidade ainda não havia tomado consciência do aumento do efeito estufa nem dos possíveis efeitos sobre a temperatura global e consequentemente não havia medidas de contenção das emissões. Ou seja, a reversão já se iniciara muito antes das preocupações da sociedade com o tema e não deve ser atribuída a medidas tomadas ainda no século anterior.

3.   O Fator de Equivalência do Metano ao CO2

Além do problema nas previsões da concentração do metano, existe outra questão de grande importância que é a equivalência do metano ao CO2 quando se avalia seu efeito sobre a atmosfera.

A grande maioria dos que trabalham na área concorda que é real a participação da atividade humana no aumento dos gases de efeito estufa na atmosfera. Quanto à repercussão do efeito desses gases no aumento da temperatura, há um quase consenso sobre seu efeito qualitativo (há um aumento da temperatura), mas muita discrepância quantitativa sobre seu valor (quantos graus a temperatura vai subir) e maior ainda sobre os efeitos indiretos que este aumento provocará.

Entre os gases de efeito estufa dois se destacam: o gás carbônico ou CO2 e o metano ou CH4. Ambos funcionam como filtros da radiação da Terra para a estratosfera, retendo calor. O efeito dos dois gases como filtro é diferente. Em função disto, cada tonelada de metano é considerada 25 vezes mais poluente, do ponto de vista de efeito estufa, que a tonelada de gás carbônico.  Acontece que o tempo de permanência na atmosfera do metano é muito menor que o do gás carbônico e, em função disto, seu efeito cumulativo sobre o poder da irradiação do Planeta (Radiative Force RF) é menor do que quando é emitido. Isto é levado em conta no cálculo do GWP (Global Warming Potencial) estabelecido a partir do efeito médio em 100 anos na radiação. O valor sugerido para a equivalência ao CO2 tem variado ao longo do tempo. Por ocasião do Protocolo de Kyoto era 21, no Terceiro Relatório de Avaliação (conhecido por TAR da sigla em inglês) era 25 e no Quinto Relatório de Avaliação – AR5 do IPCC está em 28.

O terceiro componente emitido, com os quais se completa 99% do total em equivalente, é a oxido nitroso, N2O. Também ele apresenta um poder de radiação bem superior ao do CO2 sendo sua equivalência considerada como sendo 289 no TAR. Sua vida média é avaliada em 121 anos o que o torna menos sujeito às variações com o período de integração usado para estabelecer a equivalência. Pode-se ver na Tabela 2 que sua variação é pequena mudando-se de GWP para GTP (Global Temperature change Potential) ou usando-se diferentes tempos de integração.

Tabela 2: Vidas Médias e Fator de equivalência a CO2*

GásVida Média
(anos)

GWP

100 anos

GTP

20 anos

GTP

50 anos

GTP

100 anos

CO2Maior que 20.0001111
CH412,42867144
N2O121265277282234

*Dados da Ref. (EFCTC, 2016) adotando os valores GWP para o AR5 do IPCC. 

O que mais interessaria do ponto de vista de aumento da temperatura global seria justamente esse poder de elevá-la quando comparado ao do CO2. Ao longo dos mesmos 100 anos, a equivalência de CH4 em CO2 teria um valor 4. Essa incerteza “desaparece” para fins comerciais quando se adota um fator de equivalência, como foi feito no Protocolo de Kyoto, para negociar créditos de carbono. Melhor seria que essa incerteza fosse claramente indicada para evitar desperdícios com medidas de eficácia desconhecida.

Esses valores, que correspondem à resposta a um pulso do gás ao longo do tempo, estão mostrados na Tabela 2. Um bom e didático resumo sobre os convenientes e inconvenientes de usar um ou outro indicador na comparação dos gases é apresentado na Ref. (EFCTC, 2016). A razão alegada nesse artigo para adotar o GWP é que ele é menos sujeito a alterações ao longo do tempo, por variações na metodologia. As incertezas metodológicas sobre os valores de GWP são estimadas em 26%, associadas ao efeito do CO2 tendo em vista os diferentes processos para sua absorção ao longo de 100 anos. Esta incerteza afeta igualmente o GWP e o GTP. As incertezas relativas ao metano são ainda maiores, porque o tempo de absorção do CH4 ainda é indeterminado e parece depender do ambiente em que ele é lançado. O principal mecanismo de seu desaparecimento seria através de reação química com o radical OH:

                   OH+CH4 → CH3+H2O

podendo se constatar valores diferentes de vidas médias dependendo da abundância desse radical na atmosfera que é variável por localização geográfica. Ademais existem outros mecanismos de absorção com dinâmica própria que tornam a projeção da vida média do metano complexa. A ação humana se dá em paralelo com a ação pré-existente da Natureza como foi mostrado na Tabela 1.

A alegação para não usar o GTP é que a combinação das duas incertezas (CO2 e CH4) resultaria em uma incerteza de ± 96% no valor do GTP do equivalente do metano em CO2. Isso tornaria inconveniente usar a equivalência baseada no efeito sobre a temperatura (GTP) ao invés do GWP, baseado no poder de radiação que apresenta menor incerteza. A diplomacia e os órgãos técnicos brasileiros defendem a adoção dos valores do GTP como equivalência. A posição parece sensata porque, ainda que os valores estejam sujeito a erros, eles medem o que realmente interessa: o efeito sobre a temperatura. 

Esta diferença de posições entre os países e sua possível motivação é discutida na referencia (Chang-ke, et al., 2013). As emissões brasileiras, entre 1990 e 2005, seriam 42% menores usando-se, ao invés da equivalência GWP a GTP. Para os EUA, essa variação seria de 9%, para o Japão 5%, para a União Europeia – UE 11% e para a China 19%. O uso do GTP em lugar do GWP é favorável à China, Índia, Brasil, Austrália e Rússia, mas desfavorável para UE, EUA, Japão, Canadá, e África do Sul.

 Note-se que os parâmetros usados por estes autores são diferentes dos mostrados na Tabela 2 para equivalência em CO2 do metano: 18 para o GWP e 0,26 para o GTP. Isto faz parte da diversidade de parâmetros usados, tendo em vista as incertezas existentes. A conclusão importante é que existe um fator político atribuído à opção dos países por uma ou outra equivalência.

A Figura 5, usando as equivalências da Tabela 2, compara, para o ano de 2012, os valores de emissões do Brasil e do Mundo, em equivalente a CO2, utilizando GWP e GTP.

A participação do metano muda consideravelmente quando se passa de uma equivalência a outra; no valor global, há uma redução de 17% para o valor mundial e, de 40%, para o caso do Brasil. Notar também que a contribuição do metano para as emissões de gases de efeito estufa na equivalência GTP é de apenas 3% o que a torna pouco relevante no quadro global.

Figura 5: As emissões mundiais são menos alteradas quando se passa da equivalência do GWP para o GTP caindo 17%, já as do Brasil caem 40%; nos dois casos, cai muito a importância relativa das emissões de meta.no

Como a equivalência adotada internacionalmente é a GWP, isto se reflete na concentração do esforço brasileiro em reduzir as emissões para a área de pecuária, maior responsável pela emissão de metano. Muitas das medidas propostas pelo Brasil no Quadro das “Contribuições Nacionalmente Determinadas” – CND seriam alcançadas com o aumento de produtividade e teriam talvez uma justificativa econômica, mesmo sem considerar as emissões. Entretanto, mesmo esse tipo de mitigação, exige investimentos que elevariam o custo do produto e cujo retorno ainda não foi comprovado. Também o esforço na área do desmatamento, não foi incluído nesse levantamento, baseado no Banco de Dados do Banco Mundial. O metano é o gás, que maior contribuição tem nas emissões brasileiras (exceto uso da terra) o que é absolutamente atípico nos grandes países.

Com tantas incertezas sobre a real efetividade das medidas propostas, quarenta por cento dos nossos problemas de emissão, não provenientes do uso da terra, podem ser “fake”. Assim, parece mais sensato dedicar os esforços de mitigação para áreas mais promissoras e de menor incerteza.

Como tudo tem seu lado econômico, que vai além do efeito estufa, o caráter extensivo de nossa pecuária diminui sua produtividade física (menos gado por unidade de área de pasto). A prática da criação extensiva se deve a abundância de terras, consequentemente de seu baixo preço no Brasil, especialmente em regiões de fronteira agrícola. Essa modalidade de exploração de gado de corte exige maior tempo de engorda e, por consequência, gera maior quantidade de metano por kg de carne. Na criação intensiva de gado que predomina nos países desenvolvidos, o tempo de abate é menor e a emissão direta é menor por kg de carne produzida.

Se essa criação extensiva consegue predominar sobre a intensiva em boa parte do território nacional, deve existir uma racionalidade econômica que a torne competitiva, e que deve ser também uma das causas da competitividade brasileira no mercado internacional.

Outro ponto que deve ser considerado, é que esse tipo de criação é, usualmente, a primeira ocupação permanente em áreas desmatadas. Isto faz com que a criação de gado seja muitas vezes vista como fator indutor do desmatamento. Essa afirmação é contestada pelo Setor Agropecuário que vê essa primeira ocupação como consequência desse desmatamento mais do que ser sua real indutora. De qualquer forma, o Brasil, como exportador de carne, está abrindo um flanco a nossos produtos que podem passar a ser discriminados por serem menos ecológicos que a carne criada com métodos modernos.

Muito provavelmente, se o metano emitido for convertido em CO2 pela equivalência GTP, a criação extensiva pode até significar um conteúdo resultante de carbono menor que da criação intensiva. Com efeito, na criação intensiva o gado é alimentado com uso de insumos (fertilizantes, combustíveis, equipamentos) com teor implícito de CO2 maior que os usados na criação extensiva conforme ocorre no Brasil que poderia ser considerada “orgânica”. Deve-se lembrar, que na contramão do que seria melhor para diminuir as emissões do gado, há um movimento mundial para evitar o sofrimento das aves confinadas na produção de ovos[4]. Se aplicado ao gado de corte, essa preocupação favoreceria a criação extensiva.

As metas de contribuição do Brasil anunciadas em Paris, trarão ônus extra para o Setor Agropecuário que é responsável por atender por uma das partes mais críticas da contribuição brasileira para o Acordo de Paris. Com efeito, recai sobre o Setor a responsabilidade de reduzir suas emissões, relativas de 2005, a praticamente à metade em 2025 (Feu Alvim, et al., 2017). Não faltam ainda vegetarianos e outras tendências que encontram nas emissões de metano mais uma razão para suas causas. Isso vai atingir os interesses dos produtores e ajudar a discriminar a carne produzida por processos mais extensivos (e naturais). Estudos do conteúdo de carbono equivalente por produto devem ser feitos com os dois índices para apurar o risco de se estar aplicando medidas contraproducentes do ponto de vista do controle do aumento de temperatura.

4.   A Posição dos Cientistas frente ao Efeito Estufa

A questão do efeito estufa colocou os cientistas em uma incômoda situação política. De repente, o cientista se vê na posição de defensor de uma causa: convencer população e governos de que o efeito estufa existe e devem ser tomadas medidas a respeito.

É normal que o cientista, que também é um cidadão do mundo, use suas convicções científicas para orientar sua atuação política. O que é absolutamente inconveniente é que essas convicções passem a orientar sua atuação no campo da ciência onde a atitude crítica é metodologicamente indispensável. Os cientistas sabem que essa interferência tende a existir, mas se escudam na metodologia para identificá-la e evitá-la. Nessa questão específica das Mudanças do Clima, eles enfrentam outra questão importante: a ONU lhes deu a missão de aconselhar a atuação da sociedade mundial e de seus países frente ao problema.

Quanto à maneira de enfrentar as mudanças climáticas, existem duas opções fundamentais: tentar evitá-la (mitigação) e/ou adaptar-se a seus efeitos (adaptação). A adaptação, na área de mudanças climáticas, é talvez a opção de maior relevância para um país em desenvolvimento como o Brasil. Fundamentalmente, considera-se que o aumento da temperatura é inevitável e que deveríamos usar nossos parcos recursos em adaptação. Pesa em favor dessa posição o fato de nossa responsabilidade histórica sobre o aumento de gases de efeito estufa na atmosfera ser pequena.

Há um consenso, aliás, que os países mais pobres serão os que mais sofrerão os efeitos do aumento da temperatura global. Isto nos levaria a concluir que devemos chegar a este futuro longe da pobreza que já é catastrófica no País, especialmente nas regiões que mais seriam atingidas pelas mudanças climáticas (Norte e Nordeste).

Este fato reforça a posição aqui exposta que o Brasil deve rever suas metas à luz da contabilidade das emissões com base no GTP. Medidas que são positivas na contabilidade GWP podem se revelar negativas, do ponto de vista do aquecimento global. Deve-se considerar a incerteza dos modelos relativos à vida média do metano e à evolução de seu conteúdo na atmosfera para o qual parece não existir ainda um mínimo de consenso. Enquanto isso, seria interessante que as medidas de mitigação de metano se limitassem as que se revelem positivas na equivalência GTP.

Notas:

[1] ppm, parte por milhão e ppb, parte por bilhão (em massa).

[2] Matematicamente, isto significa que  dN/dt = N*k onde k seria uma constante e N* a concentração inicial.

[3] The IPCC SRES (Nakic´enovic´ et al., 2000) developed 40 future scenarios that are characterized by distinctly different levels of population, economic, and technological development. Six of these scenarios were identified as illustrative scenarios and these were used for the analyses presented in this chapter. The SRES scenarios define only the changes in anthropogenic emissions and not the concurrent changes in natural emissions due either to direct human activities such as land-use change or to the indirect impacts of climate change.

[4] BRF deixará de usar ovos de galinhas confinadas em gaiolas até 2025 https://www.worldanimalprotection.org.br/not%C3%ADcia/brf-deixara-de-usar-ovos-de-galinhas-confinadas-em-gaiolas-ate-2025

Bibliografia

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ANEXO: Valores projetados pelo Terceiro Relatório de Avaliação do IPCC para concentração dos principais gases de efeito estufa, meia vida do metano e concentração de OH.

Figura A1: Projeção de concentração dos principais gases de efeito estufa para os diversos cenários para o Terceiro Relatório (TAR) do IPCC 
[Baseado nas Figuras 3.12 e 4.14 do original]. Os gráficos mostram que as incertezas sobre o metano são maiores que as sobre a de outros gases

Ampliação da Figura A1, sobreposta a valores reais médios observados


Figura A.2: Uma superposição do comportamento observado para o CO2 e as concentrações realmente verificadas mostra a confiabilidade das previsões para o TAR, ao contrário do que ocorreu com as de CH4

Figura A3: Projeções para o tempo de vida correspondente às hipóteses para o metano (à esquerda) e concentrações de OH correspondentes (à direita) que apresentam comportamentos inversos ao longo do tempo.

 

As metas brasileiras para as emissões

As Metas Brasileiras de Emissões de Gases de Efeito Estufa e a Contribuição Nacionalmente Determinada – CND do Brasil

Carlos Feu Alvim, Olga Mafra

Resumo:

O Brasil apresentou suas metas para emissões de gases de efeito estufa através da Contribuição Nacionalmente Determinada. As metas são apresentadas pelos principais itens que compõem o Inventário Nacional.

O expressivo resultado alcançado no desflorestamento criou a falsa impressão de que se pode conciliar facilmente a queda das emissões com o crescimento econômico. Nos outros itens, a emissão continuou a crescer. Aborda-se o problema da falta de discussão dos setores interessados na fixação de metas que podem travar o desenvolvimento.

Palavras Chave:

Efeito estufa, GES, gases de efeito estufa, desflorestamento, desmatamento, emissões, desenvolvimento econômico

1       As Emissões de GEE de 1990 a 2014

O Brasil apresentou em sua (pretendida) Contribuição Nacionalmente Determinada – CND uma perspectiva de redução das emissões ambiciosa conforme solicitada para os Países para a Conferência de Paris. Neste documento, mais conhecido pela sigla em inglês iNDC (Intended Nationally Determined Contribution), cada país apresentou as medidas pretendidas para contribuir com o objetivo de de limitar em 2°C o aumento da temperatura atmosférica mundial. O Brasil apresentou em sua Declaração as metas e medidas pretendidas nos horizontes de tempo 2025 e 2030. [1]

Os resultados apresentados para as emissões (até 2014) estavam em bom acordo com o também ambicioso esforço prometido na Conferência do Clima de Copenhagen em 2009. O Ministério de Meio Ambiente MMA, no pós-Conferência de Paris, eliminou o termo “pretendida” sob a alegação de que, após a retificação, as ações e medidas propostas passaram a ser um compromisso. A interpretação é discutível uma vez que a contribuição brasileira só se tornará efetiva quando for concretizada. Em todo caso, tem o mérito de evitar o termo “pretendida” que sempre exigia explicações sobre seu significado e guarda um incômodo duplo sentido”[2].

A Figura 1 mostra o resultado alcançado relativo às emissões com destaque ao êxito na contenção do desflorestamento, principalmente na Região Amazônica, abordado nesta edição da E&E.

É fácil perceber que as emissões atribuídas ao item Floresta e Usos da Terra parecem de natureza bem diferente que as demais representadas pelo item “Outros”. Enquanto as demais têm um ritmo de crescimento que pode-se supor diretamente ligado à atividade econômica, as emissões fundamentalmente ligadas ao desflorestamento tem outra dinâmica.

Figura 1: Emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE de Florestas e Usos da Terra e das demais atividades (Outros)

O desflorestamento, como foi tratado no artigo específico incluído neste número, poderia guardar alguma relação com a atividade econômica através da taxa de seu crescimento do PIB. Foi apontado na E&E 86[i] que, em alguns anos, o crescimento da atividade econômica parecia associado aos picos de crescimento observados no desflorestamento. Se a supressão da floresta se dá por pressão da expansão de atividades econômicas como a extração de madeira, a mineração, a agricultura e a pecuária, o desflorestamento poderia estar ligado a movimentos de expansão do PIB fazendo parte do “investimento” para a expansão dessas atividades. Não foi possível, no entanto, encontrar correlação significativa entre o crescimento do PIB do país e o desflorestamento, mesmo considerado alguma defasagem entre as duas variáveis. Como as emissões relativas a florestas e uso da terra seguem de perto o desmatamento da Amazônia, não foi também identificada uma relação direta entre o crescimento do PIB e das emissões. Essas duas grandezas estão representadas na Figura 2.

Figura 2: Crescimento anual do PIB e emissões de GEE relativas a 2005

O inventário nacional apresenta as emissões na classificação:

  • Agropecuária
  • Energia
  • Processos Industriais
  • Tratamento de Resíduos
  • Uso da terra, Mudança do Uso da Terra e Florestas

Os quatro primeiros itens correspondem ao “Outros” e a participação na emissão dos itens (ou setores) é indicada na Figura 3 ao longo do período;

Figura 3::Emissões de setores não diretamente ligados às florestas e uso do da terra

Os setores representados na Figura 2 têm um comportamento crescente e é interessante estuda-los referidos ao PIB. O desacoplamento entre as emissões e o PIB é o resultado desejado das políticas relativas às emissões. Se esse desacoplamento não for alcançado e se forem fixadas metas rígidas absolutas para as emissões isso significaria limitar o crescimento e o bem-estar da população. Em países onde o nível de renda é ainda considerado insuficiente como o Brasil isto não seria aceitável.

2       Emissões de GEE e o PIB

Uma boa maneira de verificar o desejado desacoplamento entre emissões e PIB é estudar o comportamento das emissões de GEE / PIB.

Na Figura 3 estão representados os valores de emissões de gases de efeito estufa por PIB (medido em paridade de poder de compra PPP em US$ de 2010). O comportamento Emissões de GEE / PIB PPP atenua as oscilações anuais quando comparado com o dos valores absolutos, mostrada na Figura 1 e mostra os quatro primeiros itens com ums intensidade de emissões bastante estável ao longo do tempo..

Figura 4: Emissões de GEE em equivalente a CO2 por unidade de PIB (intensidade de emissões)

Os dados das emissões de gases de efeito estufa, convertidos para equivalente de CO2 são os do sistema Sirene do MCTIC[ii] e os dados do PIB em PPP (sigla inglesa de paridade de poder de compra) foram obtidos da base de dados do Banco Mundial[iii], os publicados no portal do IPEADATA[iv],; para os últimos anos, tomam-se os valores do crescimento real do PIB anual ou inferido a partir dos dados quadrimestrais publicados pelo IBGE, disponíveis no mesmo portal.

O que diz o comportamento da intensidade de emissões, mostrada na Figura 4, é que não houve, o propalado desacoplamento das emissões e o PIB no Brasil, quando se exclui o desflorestamento.

A queda da intensidade das emissões de GEE vem ocorrendo em muitos países desenvolvidos por um conjunto de razões que incluem, as energias renováveis, os avanços tecnológicos e a melhor gestão energética (principalmente conservação). Existe um lado menos salientado na divulgação desse sucesso relativo a mudança da composição do PIB (maior participação de serviços), a mudança do perfil de consumo de combustíveis fósseis em favor do gás natural, matriz dos energéticos (substituição de carvão e derivados de petróleo por gás natural) e o deslocamento de parte da produção para países menos desenvolvidos embutida na globalização.

No Brasil, esgotados os ganhos no desflorestamento, também é difícil avançar em uma matriz energética que já é das mais limpas do mundo. A redução de intensidade de emissões terá que ser feita atuando sobre a eficiência já que não se estima um grande avanço na participação dos serviços que já está próxima da dos países desenvolvidos. Na agricultura e sobretudo na pecuária há margens para redução da emissão de metano.

A Figura 5 mostra ainda que o ponto de referência adotados para as metas (2005), é de uma intensidade elevada para as emissões totais e as ligadas a florestas e uso da terra mas que nas outras atividades é muito próximo aos níveis atuais para as outras atividades.

Figura 5: Intensidade de emissões relativa ao PIB e ponto de referência para as metas estabelecidas

3       As Metas para Emissões de GEE para 1025 e 2030

A métrica proposta para a iNDC brasileira foi baseada na equivalência em CO2 Global Warming Potential para o período de 100 anos (GWP-100). Os valores do Inventário, elaborado pelo MTCIC, usam os valores do 5º Relatório de Avaliação do IPCC (AR-5) as vezes referido como GWP-1995. Os gráficos das Figuras 1 e 2 foram expressos na equivalência adotada pelo MCTIC.

As metas estão resumidas na Tabela 1, conforme documento do MMA Bases para a Elaboração da iNDC Brasileira[v]. As metas da iNDC apresentadas na Conferência de Paris são concordantes com os dados do MMA.

Tabela 1: Emissões por Setor em mil t CO2e/ano e Metas Brasil

 199020052005*20252030
Energia194332313598688
Agropecuária356484392470489
Floresta e Uso da Terra     
     Emissão8261.3981.905392143
     Remoção 211 274274
     Líquido 1.187 118-131
Processos Industriais4877819899
Tratamento de Resíduos1254456163
Total1.4362.1342.7361.3451.208
Total sem remoção1.4362.3452.7361.6191.482
Redução Emissões GEE**   37%43%
Redução Emiss./ PIB**   66%75%
Crescimento do PIB**   85%126%

Valores MMA em mil t CO2e/ano Equivalência GWP 100 (AR5)
(*) Valores do MCTIC em Equiv CO2 GWP 1995 (SAR)
(**)Valores Relativos a 2005

Podem-se observar diferenças entre os valores das duas equivalências nas duas colunas relativas a 2005. Também o documento final da iNDC brasileira adotou os valores propostos pelo MMA e adotado na iNDC brasileira Inclui remoção em Unidades de Conservação e Terras Indígenas. Para se ter uma ideia de como as metas propostas alteram a tendência observada, considerou-se neste trabalho que a variação relativa das emissões em GWP 1995 (dados do MCTIC) seria a mesma da considerada na Tabela 1 para os dados em GWP 100, sem considerar a remoção das Unidades de Conservação e Terras Indígenas. Os valores do crescimento do PIB foram inferidos dos percentuais de redução das emissões por PIB e das emissões assinaladas na Tabela 1.

Os valores dos anos de referência e os projetados são mostrados na Tabela 2 na equivalência GWP.1995 usada no inventário. Os valores das metas são proporcionais às assinaladas para a equivalência GWP 100 (AR5) usada na iNDC

Tabela 2::Valores do Inventário e projetados em GWP 1995

 AgropecuáriaEnergiaPr. IndustriaisTr. ResíduosFloresta e Uso da TerraTotal
Intensidades de Emissões kg de CO2 equiv; / US$ 2010 PPP
20050,2210,1760,0460,0261,0731,542
20140,1760,1950,0390,0260,0970,533
20250,1160,1710,0310,0160,1620,496
20300,0990,1610,0260,0130,0480,348
Metas de Redução de Intensidade relativas a 2005
2025-48%-3%-31%-39%-85%-68%
 2030-55%-8%-43%-48%-95%-77%
Metas de Redução de Intensidade relativas a 2014
2025-34%-12%-20%-40%68%-7%
2030-44%-17%-34%-49%-50%-35%

Os valore históricos e os das metas para Florestas e Uso da Terra, “Outros” e Total são mostrados na Figura 6. A Figura 7 mostra o comportamento dessas variáveis para os componentes do “Outros”.

Figura 6: Emissões de GEE por PIB para o Total, Florestas e Uso da Terra e “Outros” e metas para 2025 e 2030.

Figura 7: Emissões/PIB Total para os diversos setores e metas para 2025 e 2030.

Existem dois trabalhos que buscam equacionar as mudanças a serem realizadas para alcançar os objetivos do que é hoje um compromisso internacional assumido. As promessas relativas ao conjunto do País encontram respaldo no esforço feito até 2014 sem chamar a atenção que quase toda a redução das emissões se deram na área onde era maior a contribuição brasileira que era o desflorestamento. Uma análise dos diversos setores envolvidos, inclusive com tentativas de quantificar investimentos foi feita pelo MMA e também pelo MCTIC.

A Tabela 2 e as Figuras 6 e 7 indicam esforços radicais, principalmente na Agropecuária onde se acredita que a maior produtividade associada ao confinamento do gado e suplementação alimentar adequada poderão reduzir as emissões de metano.

A intensidade de emissões (relativas ao PIB) no Brasil já se encontra em um patamar muito baixo em razão da presença dos renováveis. Manter os atuais coeficientes já é um desafio para muitos setores. Não parece racional a passividade nos setores produtivos na aceitação da redução de emissões adicionais em alguns destes itens. Talvez muitos acreditam que recursos externos ou do próprio governo resolverão os problemas: isto é certamente uma ilusão.

As metas que se transformaram em compromisso, são ambiciosas como solicitadas aos países. As metas Emissões/PIB setoriais podem se revelar incompatíveis com o crescimento. A recente tentativa de modificação da legislação sobre o uso da terra na Amazônia é talvez a primeira reação organizada de setores econômicos contra medidas associadas às emissões de GEE. Seria melhor para o conceito do País que as metas merecessem uma discussão mais profunda antes de serem assumidas.

Referências:

[1] “O Brasil apresentou em 2015 sua pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (iNDC) ao Acordo de Paris. Com o depósito do instrumento de ratificação do acordo pelo País, em setembro de 2016, a Contribuição Nacionalmente Determinada (NDC) do Brasil deixou de ser “pretendida”. O Brasil assumiu, pelo acordo, o qual entrou em vigor no plano internacional em 4 de novembro de 2016, o compromisso de implantar ações e medidas que apoiem o cumprimento das metas estabelecidas na NDC http://www.mma.gov.br/clima/ndc-do-brasil em 29/06/2017

[2] Entre as significações da palavre registrada no Dicionário Aurélio está: “Afirmar, sustentar ou asseverar (sem fundamento)” https://dicionariodoaurelio.com/pretendida em 29/09/2017

[i] Vargas J. I. e Gorgozinho, P. M. Modelagem Matemática Simples do Desmatamento da Amazônia 2012 em  http://eee.org.br/wp-content/uploads/2017/02/eee86p.pdf

[ii] Governo Federal Sistema Sirene MCTIC, consultado 27/05/2017 em

http://sirene.mcti.gov.br/emissoes-em-co2-e-por-setor;jsessionid=629C002791063381D316C4BADF15B85F.columba

[iii] Banco Mundial, World Development Indicators em http://data.worldbank.org/data-catalog/world-development-indicators

[iv] http://www.ipeadata.gov.br/Default.aspx

[v] Governo Brasileiro MMA 2016 Fundamentos para a elaboração da Pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada (iNDC) do Brasil no contexto do Acordo de Paris sob a UNFCCC.

http://www.mma.gov.br/images/arquivos/clima/convencao/indc/Bases_elaboracao_iNDC.pdf

E&E 95

 

Economia e Energia Nº 95, Abril a Junho de 2017 – Ano XXI
ISSN 1518-2932

Palavra do Editor:

O desflorestamento da Amazônia é um fenômeno econômico-social complexo que torna atrativa uma análise ao longo do tempo com auxílio de uma curva em S. Em uma primeira fase desse processo, prevaleceu a motivação econômica de desmatar que predominou até que uma reação social pôs travas ao processo. Justamente porque é um fenômeno complexo, o tempo de resposta a uma mudança de tendência enfrenta uma inércia considerável que se reflete no comportamento do desflorestamento acumulado.

O Brasil assumiu importantes compromissos na Conferência do Clima da ONU realizada em Paris através da chamada iNDC (Intended Nationally Determined Contribution), entre eles, o de reduzir o desmatamento ilegal a zero e compensar o desmatamento legal.

Esses compromissos na área do clima não vêm merecendo o debate adequado em nosso País. As implicações econômicas são raramente discutidas pela sociedade, não obstante alguns documentos consistentes que o próprio Governo tem colocado para discussão. É o caso, por exemplo, do “Documento-Base para Subsidiar os Diálogos Estruturados sobre a Elaboração de uma Estratégia de Implementação e Financiamento da Contribuição Nacionalmente Determinada* do Brasil ao Acordo de Paris” que ainda está aberto a sugestões.

O problema é que neste tipo de consulta, quando não existe uma posição bem estruturada, dos que são contrários a algumas medidas, o almejado diálogo não acontece realmente. Posições como a dos ruralistas que se movimentam agora contra as restrições ao desflorestamento não aparecem no debate público prévio a decisões importantes como as envolvidas na iNDC apresentada pelo Brasil na Conferência da ONU sobre o Clima. Para que esses setores pudessem participar efetivamente do tipo de diálogo proposto, seria necessário que sua posição estivesse bem estruturada do ponto de vista econômico, social ou mesmo político.

A consequência, é que o Brasil adere alegremente a compromissos internacionais sem que os setores atingidos realmente se manifestem, seja por desinteresse, seja pelo formato muito técnico do diálogo proposto. Depois, se surpreendem com as reações externas quando o País deixa de cumprir uma meta ou, simplesmente, surgem sinais de reversão da notável redução de desflorestamento ocorrida nos últimos anos.

Por falta de unidade interna em torno dos objetivos traçados e de acompanhamento pela mídia do progresso atingido, todo o crédito da reversão no ritmo do desflorestamento amazônico e mesmo a singular conservação da floresta ao longo dos séculos, pareceu desaparecer pelo ralo.

O ocorrido na viagem presidencial à Noruega funciona como um bom indicativo do que pode acontecer caso o Brasil resolva não cumprir as metas voluntariamente assumidas. No caso,que aquele país é um dos principais investidores externos nas iniciativas de controle do desflorestamento do Governo Brasileiro.

Mesmo nacionalmente determinadas, o Brasil assume com a Declaração um compromisso internacional que será objeto de vinculação a empréstimos e até condicionante a acordos de cooperação ou de comércio internacional.
É bom lembrar que, no caso do desflorestamento, a responsabilidade de oferecer compensações pelo desmatamento legal já foi assumida pelo Governo até 2030. Como, a partir daquele ano, também não é suposto desmatamento ilegal, caberá ao contribuinte ou ao empreendedor a responsabilidade por todas as medidas compensatórias, caso não existam os esperados recursos externos.

Carlos Feu Alvim

(*) Em boa hora, o MMA mudou o nome do documento em português de “pretendida Contribuição Nacionalmente Determinada” para Contribuição Nacionalmente Determinada – CND com sigla mais próxima da internacional e sem o termo “pretendida¨ de difícil interpretação e duplo sentido.  http://www.mma.gov.br/clima/ndc-do-brasil


Conteúdo:
Palavras do Editor (Acima)

Acompanhamento da Evolução do Desflorestamento da Amazônia Usando Modelagem Matemática Simples

As Metas Brasileiras de Emissões de Gases de Efeito Estufa e a Contribuição Nacionalmente Determinada – CND do Brasil


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