4. ANÁLISE DO INVENTARIO DO CICLO DE VIDA
4.1. Construção do Inventario do Ciclo de Vida nas condições atuais
4.1.1. Do poço ao tanque
A fase do Poço ao Tanque (ou Well to Tank) corresponde à ACV delimitada à produção de combustível/eletricidade, até a sua chegada no tanque de combustível/bateria. Nesta seção são descritos três sistemas de produto (i.e. etanol hidratado, gasolina A, etanol anidro e eletricidade) e apresentadas as principais fontes de dados que são utilizadas para a estimativa dos respectivos inventários do ciclo de vida.
4.1.1.1. Etanol Hidratado
A Figura 4.1 ilustra o fluxograma do processo de produção e transporte de etanol hidratado no Brasil. O escopo do etanol hidratado abrange a condição média atual baseada nos dados médios relativos à safra 2006/2007 na região Centro-Sul do Brasil (SEABRA et al., 2011), a qual é responsável por cerca de 90% da produção nacional desse combustível. Tratam-se de dados com a abrangência e o nível de detalhe e coerência interna requeridos, principalmente com relação à agricultura da cana-de-açúcar.
Figura 4.1. Unidades de processo para a produção de etanol destinada a uso nacional. Fonte: Elaboração própria
Produção da cana,
(Cultivo e colheita) Transporte Processamento
Transporte e
A priori, os grandes responsáveis pelos impactos nesse subsistema estão associados ao consumo de fertilizantes, principalmente os nitrogenados, não obstante, a fim criar uma análise abrangente as emissões dos residuos da cana e.g. torta de filtro, emissões da vinhaça, raizes da planta e residuo de cana sem queimar, são analisados também.
Com relação ao processamento da cana-de-açúcar, assinala-se que há 392 usinas autorizadas pela ANP para produzir etanol cadastradas no Brasil (NOVACANA, 2015). As usinas podem ser classificadas em três grupos diferentes: as usinas de açúcar, utilizadas só para produção de açúcar; usinas de açúcar com destilarias anexas, que produzem açúcar e etanol; e destilarias autônomas, as quais só produzem etanol. As usinas de açúcar com refinarias anexas compreendem cerca de 60% do total, enquanto que as destilarias autônomas compõem 37% e o restante são usinas de açúcar MAPA (2014).
Os parâmetros da etapa de processamento da cana aqui utilizados são referentes a Seabra et al (2011), cuja análise considerou usinas com destilarias anexas. Quando realizado, embora um banco de dados nacional abrangente para o setor brasileiro da cana de açúcar ainda não tivesse sido consolidado, os autores recorreram aos estudos realizados pelo Centro de Tecnologia Canavieira (CTC)6. Apesar de outros estudos levarem em conta dados estimados para destilarias autônomas, os autores afirmam que os dados utilizados no trabalho eram representativos e consistentes com o contexto de produção de etanol no Centro-sul brasileiro.
Quanto à cultura da cana, assume-se que 100% da colheita é mecânica (sem queima da palha). Adicionalmente, considera-se que a cada 900 kg de colmo de cana que chegam na usina de produção de etanol, 100 kg são residuos que ficam no solo com 50% de umidade, resultando em uma quantidade total de resíduos de cana disponível no solo de 84,4 kg /t cana.
Para o transporte desde a colheita da cana até a usina assumiu-se um raio médio de 21 km (SEABRA et al., 2011) e considerou-se o modelo do caminhão descrito no processo do Ecoinvent7 . Devido ao fato de o caminhão modelado nesse processo ter uma eficiência diferente (49,0 t.km/l) em relação àquela reportada por Seabra et al. (2011) (e.g. 55 t.km/l), foi inserido no software SimaPro um valor que busca refletir a eficiência do segundo caminhão no processo do primeiro. Para o caso do transporte da cana até a usina (42 km ida e volta) o valor inserido foi 37,39 t.km/l e para a
6 O CTC é uma instituição com ampla trajetória no setor sucroenergético, fato que outorga credibilidade aos dados e
informações que recolhe, embora os dados de alguns parâmetros sejam obtidos de um número relativamente pequeno de usinas.
A base de dados do CTC compreende vários parâmetros técnicos relacionados ao cultivo de cana, colheita, transporte e processamento, incluindo, por exemplo, o uso de produtos químicos, produtividade, áreas de colheita de safra, qualidade da cana, eficiências industriais, etc.
7 No software, processo chamado “Transport, freight, lorry>32 metric ton, EURO 5 {ROW}| transport, freight, lorry>32
distribuição de etanol, da usina até o posto (680 km ida e volta), o valor foi de 763,84 t.km/l. Os valores apresentados consideram ida e volta do caminhão.
A Figura 4.2 mostra o sistema de produto do etanol hidratado com os respectivos parâmetros necessários à análise. Os valores referentes às etapas de produção, colheita e transporte de cana e de processamento para a produção de etanol hidratado são apresentados nas Tabelas 4.1 e 4.2.
Figura 4.2. Esquema geral da utilização dos dados no âmbito do ICV. Fonte: Elaboração Própria
As emissões de CO2 na etapa de combustão do bagaço foram consideradas nulas, uma vez que essas emissões ficam restritas ao sistema local de ciclagem de carbono. Esta ciclagem decorre de ciclos naturais de transferência de matéria, em que o composto é capturado pela flora durante a fase fotossintética para manutenção da planta e aumento de sua biomassa, neste caso referente à cultura de cana de açúcar. Uma vez ocorrida a moagem e a queima do bagaço na caldeira, para se aproveitar de seu poder calorífico, considera-se que as emissões de CO2 do processo são capturadas da atmosfera na etapa de crescimento da cana, fechando o balanço. O CO2 que provêm da combustão do Diesel é
• Parâmetros • Produtividade (t/ha) • Colheita da cana não queimada (%)
• Colheita mecânica (%)
• Produção de resíduo da cana (kg secos/ t cana) • Entradas agrícolas
• Fertilizantes (N, P2O5, K2O, etc.) • Consumo total de diesel (l/ha) • Área colhida (% da área total)
Produção da cana de açúcar
• Parâmetros • Distância do transporte (km) • Eficiência energética do caminhão (t.km/l) Transporte por caminhão • Parâmetros • Eficiência industrial (%) • Fibra da cana (%) • Bagaço da cana (%) • Resíduos • Vinhaça, Torta de Filtro. • Uso de produtos químicos e
lubrificantes
• Enxofre, Calcario, Soda
Processamento do etanol • Parâmetros • Distância do transporte (km) • Eficiência energética do caminhão (t.km/l) Transporte e distribuição • Parâmetros • Emissões evaporativas no abastecimento Etanol no Tanque
incluído no inventário através do processo do ecoinvent de combustão do Diesel e portanto o seu impacto é considerado.
Tabela 4.1. Parâmetros da produção, colheita e transporte da cana de açúcar adotados para a análise em 2014.
Parâmetros Quantidade
Produtividade da cana 86,7 t/ha
Área colhida (% da área total) 72
Consumo total de Diesel* 350 L/ha
Óleo diesel (maquinário agrícola) 4,03 kg/t cana
Óleo diesel (transporte) 0,64 kg/t cana
Raio médio do transporte 21 km
Eficiência energética do caminhão 55 t.km/L
Produção de resíduo de cana 84,4 kg /t cana
Agroquímicos Quantidade N 777 g/t cana P2O5 249 g/cana K2O 980 g/t cana CaCO3 5183 g/t cana Herbicidas 44 g/t cana Inseticidas 3 g/t cana Acaricidas 0,02 g/t cana
Outros defensivos 0,96 g/t cana
Fertilizantes Nitrogenados (% por kg) Quantidade
Amônia 14%
Ureia 48%
Nitrato de amônia 37%
Fertilizantes Fosfatados (% por kg) Quantidade
Fosfatos acidulados 91%
Fosfato de Monoamônio 9%
*Valor adotado de (SEABRA; MACEDO, 2011)
Fonte: Adaptado de Seabra et al. (2011).
Da mesma forma, outra adequação apresentada no inventário do etanol foi a exclusão da vinhaça como um resíduo da cana de açúcar. Essa decisão foi baseada no fato dessa substância ser caracterizada como entrada do sistema,por fim, ao ser utilizada no solo como fonte de água e nutrientes na etapa agrícola, não se considera o custo de aplicação.
Tabela 4.2. Parâmetros do processamento da cana de açúcar em 2014.
*Saco de 50 kg de açucar
Fonte: Adaptado de Seabra et al. (2011).
Consideraram-se os efeitos das cinzas que provêm da queima de bagaço na caldeira e da fuligem como despreziveis. As emissões causadas pelo uso de fertilizantes, por resíduos e evaporação do etanol são estimadas utilizando a metodologia do IPCC (2006) e seguem a estrutura apresentada no material suplementar do documento apresentado por Cavalett et al.(2013), o qual compara os efeitos ambientais da gasolina C com os do etanol hidratado no Brasil, por meio de vários métodos de AICV. Os valores de emissões devido ao uso de fertilizantes e resíduos da cana são apresentados na Tabela 4.3.
Por fim, no processo de abastecimento, as emissões evaporativas consideradas são baseadas em aquelas reportadas pela CETESB (2015), com um valor de 0,457 g etanol hidratado
evaporado/kg etanol hidratado abastecido no 2014.
Tabela 4.3. Emissões dos resíduos e dos fertilizantes, por unidade de massa de cana.
Origem Composto emitido Quantidade
Fertilizante Nitrogenado Óxido Nitroso (na atmosfera) 0,021 g/kg fertilizante Nitrog. Fertilizante Nitrogenado Amônia (na atmosfera) 0,364 g/kg fertilizante Nitrog. Fertilizante Nitrogenado Nitrato (nos corpos d’ água) 0,221 g/kg fertilizante Nitrog.
Calcário (dolomítico) Dióxido de Carbono 0,476 g/kg calcário
Torta de Filtro Óxido Nitroso (na atmosfera) 7,45 g/ton cana
Palha (sem queimar) Óxido Nitroso (na atmosfera) 9,62 g/ton cana
Vinhaça Óxido Nitroso (na atmosfera) 3,94 g/ton cana
Raiz da planta Óxido Nitroso (na atmosfera) 10,03 g/ton cana
Perdas evaporativas na destilaria Etanol 82,3 g/ton cana
Produtos químicos e lubrificantes Quantidade
Lubrificantes 10,3 g/t cana
Enxofre 156 g/ saco*
Ácido sulfúrico 7,4 g/L
Calcário (dolomítico) 880 g/t cana
Soda (evaporadores) 65 g/t cana
Excedente de eletricidade 10,7 kWh/t cana
4.1.1.2. Etanol Anidro
A Gasolina C no Brasil é uma mistura volumétrica de etanol anidro (22%) e Gasolina A (78%). A produção de etanol anidro ocorre a partir do etanol hidratado obtido do processamento da cana-de- açúcar. O etanol hidratado corresponde a um azeótropo8 composto por água e álcool etílico, esse último com um teor, em peso, de 95,6%. A partir desse azeótropo é possível produzir etanol anidro a partir de duas rotas: o processo com ciclohexano9 e o processo com peneira molecular por meio de zeólitas10.
Os dados referentes ao etanol anidro apresentados por Seabra et al (2011) incluem as entradas necessárias (sem desagregar) para a coprodução de etanol anidro (99,45% de álcool etílico em base volumétrica) e hidratado (93,92% de álcool etílico em base volumétrica). A Tabela 4.4 mostra os resultados da alocação energética dos coprodutos do etanol para o cenário 2014. Os valores de PCI foram obtidos da ANP (2011).
Tabela 4.4. Resultados da alocação energética para os coprodutos do etanol hidratado
Subprodutos Quantidade produzida (kg) PCI (MJ/kg) Porcentagem da alocação
Etanol hidratado 27 26,35 34,4 Etanol anidro 13,44 28,42 18,6 Açúcar 54,2 15,1 41,8 Bagaço 8,7 7,2 3,2 Energía elétrica 10,7* - 2,0 *kWh 4.1.1.3. Gasolina A
Desde antes de 2007, época do anúncio das jazidas de petróleo presentes no Pré-sal, até os dias atuais, o perfil de exploração e produção de petróleo no Brasil tem se alterado. O modelo de construção de inventario aquí apresentado busca capturar as condições de extração, refino e transporte do petróleo levando em conta essas mudanças nas condições de exploração e produção.
A produção de gasolina no Brasil apresenta importantes particularidades. O uso de etanol anidro como aditivo, em taxas específicas, também cria um cenário distinto ao mundial, de forma que as ACVs disponíveis na literatura internacional não se aplicam à realidade nacional.
8 Mistura de duas ou mais substâncias.
9 A adição do ciclohexano produz uma mistura ternária com a água e o álcool, de modo que o ponto de ebulição passa
a ser menor que o da mistura binária inicial. Após a separação, o desidratante é recuperado e reaproveitado.
10 Zeólitas são compostos de alumínio e silício que têm poros de tamanho microscópico. Esses poros são suficientemente
pequenos para as moléculas de álcool não passarem, mas são suficientemente grandes para que as moléculas de água entrem, percorram os poros e adsorvam-se na grande área interna da zeólita.
Apesar do Brasil ser um pais produtor de petróleo, parte da gasolina refinada disponível no Brasil tem origem internacional, majoritariamente do Oriente Médio e da Nigéria, devido à necessidade brasileira de adequação do tipo e qualidade do petróleo na produção de gasolina. Dessa forma, foram considerados inventários contidos no Ecoinvent para a produção on-shore (em terra) no Oriente Médio e na Nigéria para a parcela relacionada ao petróleo importado.
Quanto ao petróleo nacional, os valores apontados são baseados na média de consumo de combustível observada entre 1990 e 2003 na bacia de Campos, com produção off-shore (águas profundas). Adicionalmente, o consumo de eletricidade na fase de refino foi considerado. Vale comentar que, ainda que o gás natural seja explorado na bacia de Campos, todo o consumo de energia para exploração foi alocado arbitrariamente para o petróleo pois considerou-se que a função das jazidas é a exploração de petróleo.
A Figura 4.3 ilustra o fluxograma de produção e transporte da gasolina considerado nesse trabalho. A Gasolina C, disponibilizada ao consumidor, é uma mistura, cujo teor de etanol anidro pode variar entre 18% e 27,5% (base volumétrica). Para o presente caso o perfil ambiental da gasolina C será modelado considerando inicialmente uma mistura, em volume, de 78% de Gasolina A (gasolina pura) e 22% de etanol anidro, uma vez que todos os motores são calibrados para gasolina com 22% de álcool (E22). Vale mencionar que o teor de etanol anidro na gasolina é uma das fontes de incertezas neste estudo, de fato, a partir do dia 16 de Março de 2015 o teor de etanol na Gasolina C mudou de 25% para 27% (PORTAL BRASIL, 2015). Portanto, os dados coletados após essa data apresentam implicitamente esse novo teor de etanol na mistura.
Figura 4.3. Fluxograma de produção da gasolina C brasileira Fonte: Elaboração Própria
Para a modelagem do refino da Gasolina considera-se que a Gasolina refinada no Brasil vai ter só duas possíveis origens, a Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e a Refinaria de Paulínia (Replan). Assume-se também que só uma porção do petróleo utilizado como matéria prima nessas refinarias é de procedência nacional e o resto é importado como se expõe na Tabela 4.5. Por outra parte, embora as principais regiões geográficas fornecedoras do petróleo para o Brasil são; África Central (61,9% do total importado), Oriente Médio (27,9%), Norte da África (3,3%), América do Norte (2,2%), América Latina (1,6%), Europa (1,5%), Rússia (1,1%) e Austrália (0,5%) (AGENCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, 2012), na modelagem do processo considera-se que as porções de petróleo trazidas
Exploração e produção de petróleo Transporte por navio petroleiro e/ou oleoduto Refino Transporte e distibuição (T&D) por caminhão Gasolina C na bomba
desde os maiores exportadores, Oriente Medio e Nigêria, são representativas do total nacional importado, ajustadas para 100% essas porções são de 31,2% e 68.8% respectivamente11.
A exploração e produção de petróleo nacional ocorre majoritariamente em águas profundas (offshore). A produção offshore em 2011 representou 91,4% do total de petróleo e 83,6% do total de gás natural produzidos no país (AGENCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, 2012). Além das porcentagens (em massa) que contribuem para obter uma tonelada métrica de petróleo, a Tabela 4.5 expõe, os processos do Ecoinvent utilizados na criação do modelo da Gasolina A.
A fim de modelar adequadamente as condições brasileiras de exploração e produção offshore de petróleo CHAGAS (2011) assinala que as condições no pais são semelhantes às da Noruega, onde há produção conjunta de petróleo e gás natural em lâminas de água de grande profundidade. Portanto, a base de dados do Ecoinvent para a exploração e produção de petróleo na Noruega foi adotada para representar as condições de produção de petróleo e gás natural na Bacia de Campos. Paralelamente, as condições de exploração e produção de petróleo em terra (onshore) no Brasil são consideradas similares às da Nigéria. Assim, o inventário do Ecoinvent para esse processo na Nigéria foi usado como referência para a adaptação das condições brasileiras.
Tabela 4.5. Origem de 1 ton de petróleo que chega na refinaria no Brasil. Nome do processo do Ecoinvent incluido.
Porção Inventario Ecoinvent Origem % do total
REPLAN 17 %
importado
Petroleum {NG}| petroleum and gas production, on-shore | Alloc Def, U
Nigeria 68,8
Petroleum RME}| petroleum and gas production, on-shore | Alloc Def, U
Arabia Saudita
31,20 83%
Nacional
Petroleum {NO}| petroleum and gas production, off-shore | Alloc Def, U
Brasil (offshore)
91,4 Petroleum {NO}| petroleum and gas
production, on-shore | Alloc Def, U
Brasil (onshore)
8,6
REDUC 50 %
importado
Petroleum {NG}| petroleum and gas production, on-shore | Alloc Def, U
Nigeria 68,8
Petroleum RME}| petroleum and gas production, on-shore | Alloc Def, U
Arabia Saudita
31,20 50 %
Nacional
Petroleum {NO}| petroleum and gas production, off-shore | Alloc Def, U
Brasil (offshore)
91,4 Petroleum {NO}| petroleum and gas
production, on-shore | Alloc Def, U
Brasil (onshore)
8,6 Fonte: da Silva(2013)
11 Em 2013, o Brasil importou 147,8 milhões de barris de petróleo e as exportações situaram-se em 138,9 milhões de
barris (ANP, 2014). Ainda em 2013, a África se manteve como continente que mais exporta petróleo para o Brasil, com 105,9 milhões de barris, correspondentes a 71,7% do óleo total importado. Em seguida, veio o Oriente Médio, com 35,3 milhões de barris e 23,9% do total.
As distâncias na etapa do transporte foram estimadas baseado em mapas globais atualizados e estão associadas: (i) Ao bombeamento do petróleo da bacia de Campos para a Reduc e Replan; (ii) O transporte do petróleo importado do Oriente Médio por navios petroleiros para o Terminal Marítimo da Baía de Ilha Grande (TEBIG), e em seguida para a Reduc via oleoduto; e (iii) O transporte através de navios petroleiros que entregam o petróleo do Oriente Médio no Terminal Marítimo de São Sebastião, e a partir do terminal, através do bombeamento, para a Replan como ilustrado na Figura 4.4.
Para o transporte da gasolina por caminhão no Brasil, do transporte por oleoduto na terra e no mar, foram utilizados os perfis de processos existentes na plataforma do Ecoinvent12.
A fim de estimar adequadamente as distâncias no transporte do petróleo importado proveniente do Oriente Médio e da Nigéria, Theodora (2013) informa a existência de três oleodutos na Nigéria, sendo que o oleoduto de maior comprimento (Escravos-Kaduna) percorre 674 km de distância. Só foram considerados os maiores poços de cada pais, no caso na Nigeria o poço de Ramuekpe e no caso da Arábia, o poço de Ghawar. As informações das distâncias do transporte estão conteúdas na Tabela 4.6.
Tabela 4.6. Distâncias assumidas para o transporte do petróleo
Distancias do transporte desde a Nigéria
Início-Final Distância
Porto de Ramuekpe-Porto de Bonny 134 km- Oleoduto
Porto de Bonny-Porto de São Sebastião (SP) 7100 km- Návio
Porto de Bonny-Terminal Marítimo Ilha Grande 6800 km- Navio
Porto de São Sebastião-Replan 237 km- Oleoduto
Terminal marítima Ilha Grande- Reduc 250 km- Oleoduto
Distancias do transporte desde oriente médio
Início-Final Distância
Poço de Ghawar- Porto no Mar Arábico 70 km-oleoduto
Porto no Mar Arábico- Terminal marítimo Ilha Grande 16227 km-Návio
Porto no Mar Arábico- Porto de São Sebastião 16527 km-Návio
Porto de São Sebastião-Replan 237 km- Oleoduto
Terminal marítima Ilha Grande- Reduc 250 km- Oleoduto
Distancias de transporte no Brasil
Início-Final Distância
Reduc-Campinas 450 km -Oleoduto
Replan- Campinas 30 km -Oleoduto
Poço offshore até o porto (arbitrario) 100 km- Oleoduto
Fonte: Baseado em Theodora (2013).
12 Processos “Transport, freight, lorry >32 metric ton, EURO5 {ROW}| transport, freight, >32 metric ton, EURO5|Alloc
Def, U”, “Transport, pipeline, onshore, petroleum {GLO}|market for | Alloc Def, U” e “Transport, pipeline, offshore, petroleum {GLO}|market for | Alloc Def, U”, respectivamente.
Figura 4.4. Etapas do ciclo de vida da Gasolina A. Fonte: Adaptado de da Silva (2013)
Na fase de refino, como uma quantidade muito significativa de energia é fornecida pelo uso de subprodutos e resíduos da própria produção, a necessidade de entradas externas é reduzida significativamente. Apesar disso, o uso intensivo de combustíveis, como se verifica na Tabela 4.7, faz com que as emissões se concentrem no refino, mais específicamente na fase do poço à bomba, com a significante contribuição do processo de combustão e das emissões fugitivas. Da Silva (2013) apresenta valores de consumo energético na fase da exploração obtidos por Chan (2007). Os valores obtidos são alocados em 68,8% para a Replan e 31,2% para a Reduc. À respeito dos coprodutos da gasolina, alocação em base energética foi utilizada.
Tabela 4.7.Consumo de energia para refino de petróleo
Unidade REPLAN REDUC
Gás Natural MJ/Ton petróleo 3,62 4,25
Óleo combustível MJ/ Ton petróleo 1,39 1,85
Gás de refinaria MJ/ Ton petróleo 7,97 8,09
Coque MJ/ Ton petróleo 6,12 4,89
Queima de gás em tocha MJ/ Ton petróleo 5,16 1,40
Energia elétrica MJ/ Ton petróleo 2,20 2,61
Diesel* MJ/ Ton petróleo 115,58 52,41
*Diesel para a exploração
Fonte: Da Silva et al (2013)
Por fim, considera-se que as emissões evaporativas durante processo de abastecimento da gasolina, também são baseadas em aquelas reportadas pela CETESB (2015) como no caso do etanol. Obteve-se um valor de 0,356 g etanol hidratado evaporado/kg gasolina abastecida e 1,075 g gasolina C/ kg gasolina abastecida.
4.1.1.4. Eletricidade
O Balanço Energético Nacional – BEN 2015, elaborado pela EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, (2015) foi utilizado como documento base para definir o perfil médio de geração elétrica do Brasil no ano de 2014. Foi considerado que o perfil de geração em 2014 é igual ao do Sistema Interligado Nacional (SIN) nas condições atuais.
Assim, o perfil médio de geração considerou a geração a partir de Centrais Elétricas de Serviço Público e de Autoprodução de Energia. Ainda que a autoprodução seja teoricamente destinada ao consumo próprio e não despachada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) ao SIN, na prática sabe-se que uma parcela cada vez maior da energia elétrica gerada por autoprodutores tem sido disponibilizada à rede de distribuição, compondo também o montante de eletricidade proveniente da