Meio Ambiente: Uso de biometano sustentável cresce

Cresce com abertura do mercado de gás natural no país

A abertura do mercado de gás natural deve estimular não apenas a entrada de novos supridores privados do insumo, em contratos com consumidores livres e com distribuidoras, o que já tem ocorrido em várias delas; caso da Bahiagás, por exemplo, que hoje conta com sete fornecedores privados para além da Petrobras.

Outra tendência, que já começa a ser notada por muitos movimentos do mercado, é a de ampliação de uso da versão renovável do gás natural, o biometano, que deve ser cada vez mais injetado nas redes de gasodutos das distribuidoras e, quando isso não for possível, comercializado na forma comprimida (BioGNC) ou liquefeita (BioGNL).

No caso da injeção na rede, as negociações são tanto de forma direta com as distribuidoras como para consumidores livres conectados à rede.

Embora ainda em fase inicial, há muitos projetos, entre eles alguns para conecção à rede, sendo anunciados para produzir biometano.

Além disso, distribuidoras de gás têm lançado chamadas públicas para contratar o gás renovável, os primeiros contratos começam a ser desenhados no mercado livre para indústrias e alguns estados, como São Paulo, elegeram o biometano como prioridade na agenda regulatória do gás, para estimular seu aproveitamento do grande potencial no estado (30 milhões de m3/dia).

A animação não é à toa. Intercambiável com o gás natural, seu potencial ainda está longe de ser alcançado, abrindo um campo de oportunidades para os investidores.

No momento, segundo levantamento da Associação Brasileira do Biogás (Abiogás), há 25 unidades confirmadas em projeto, para serem erguidas até 2027, o que fará o mercado chegar a uma capacidade instalada para gerar 2,3 milhões de m3 por dia.

Isso significa, em comparação com o parque instalado atual, com apenas dez plantas de biometano e capacidade total de 435 mil m3 por dia, segundo dados do Centro Internacional de Energias Renováveis e Biogás (Cibiogás), que o mercado vai mais do que quintuplicar em cinco anos.

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Tamar: mercado de biogás está muito dinâmico e vai crescer

“Esse levantamento se baseia apenas nos projetos em fases mais avançadas. Mas o mercado está muito dinâmico e a tendência é esse número aumentar frequentemente”, disse a gerente executiva da Abiogás, Tamar Roitman.

Com cenário regulatório mais favorável, com o lançamento em março do programa Metano Zero pelo governo federal, que tem incentivos para o setor (como a inclusão no Reidi – Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento para a Infraestrutura, que isenta de PIS e Cofins os projetos), além de vários outros fatores conjunturais positivos para desenvolver a cadeia, o potencial do setor deve ser cada vez mais aproveitado.

Segundo a Abiogás, o potencial para biometano no País é de 100 milhões m3 por dia. O seu uso como combustível seria suficiente para substituir, ainda de acordo com a associação, 40,8 bilhões de litros de diesel por ano.

Em outro estudo recente, do Programa de Energia para o Brasil (BEP, na sigla em inglês), do governo britânico, o potencial de curto prazo para o País, em até cinco anos, permitiria a substituição de 12% do consumo de diesel e 20% da oferta de gás natural, caso todo potencial de produzir 11 bilhões de m3 por ano de biogás fossem convertidos em 7 bilhões de m3/ano de biometano.

Na rede – A probabilidade, a se guiar pelo interesse de competidores desse mercado, é a de que boa parte dos projetos seja agregada à rede das distribuidoras.

Trata-se aí de interesse mútuo.

Pelo lado dos investidores, há maior segurança em manter backup, o chamado suprimento de última instância, para casos de paradas ou problema de suprimento por conta da sazonalidade de muitos substratos geradores do biogás.

Isso facilita a formação de contratos com consumidores livres. Além disso, a conexão do projeto na rede dá previsibilidade em contratos de longo prazo, tanto com as distribuidoras, como com indústrias.

Já pelo lado das distribuidoras, dispor de biometano, além de pesar favoravelmente nas suas políticas de sustentabilidade, amplia a carteira de fornecedores com um insumo menos vulnerável às grandes oscilações do mercado internacional de óleo e gás, como o que ocorre no momento.

O biometano é indexado apenas à inflação, embora a questão do descasamento de custo entre os dois energéticos ainda seja tema debate entre muitas agências reguladoras, como a paulsita Arsesp, que chega a cogitar ajustes de contratos de biometano atrelados a uma cesta dos outros combustíveis.

Mas o que demonstra o interesse das distribuidoras é o fato de já haver caso de injeção na rede, outros para serem inaugurados e ainda chamadas públicas de concessionárias interessadas em diversificar a cadeia de fornecedores com produtores de biometano.

O primeiro caso ocorre desde 2017 no Ceará, na rede da Cegás, em projeto da Ecometano, do grupo MDC Energia, no aterro de Caucaia, onde há unidade de produção de biometano que injeta 100 mil m3 por dia no gasoduto.

Trata-se de considerável suprimento para o estado, representando 20% do total do consumo (500 mil m3/dia).

Mas outros projetos conectados à rede da MDC estão para se somar ao cearense.

Em projeto da própria Ecometano, no segundo semestre de 2023 entra em operação no aterro de Caieiras, na região metropolitana de São Paulo, que recebe em média 8 mil t por dia de lixo, uma nova planta de biometano de 60 mil m3/dia prevista de ser conectada à rede da Comgás.

Com unidade projetada para ser duplicada no futuro, segundo a presidente da MDC Energia, Manuela Larangeira Kayath, no momento já estão sendo comprados os equipamentos e os processos de licenciamento de instalação estão na fase final.

Mas ainda não está definido, porém, como será comercializado o biometano.

As duas possibilidades, que incluem a injeção na rede (a 3 km do local), são vender de forma direta à Comgás ou firmar contratos com indústrias para consumo via mercado livre de gás.

Além de ter também uma unidade de menor porte em São Pedro de Aldeia-RJ, de apenas 15 mil m3/dia, para comercialização na forma comprimida para indústrias e postos de combustíveis, inaugurada em 2014 (a primeira do Brasil), a MDC também anunciou em junho mais uma planta de biometano. Dessa vez, o local contemplado é Manaus, capital do Amazonas.

O projeto manauara será erguido em parceria com a mesma proprietária do aterro de Caucaia-CE, a empresa de gerenciamento de resíduos sólidos urbanos Marquise.

Com inauguração prevista até o fim deste ano, o novo aterro em Manaus terá planta de biometano para 60 mil m3/dia e também tem previsão de ser conectado à rede de dutos da concessionária de gás local, a Cigás, como informou Kayath.

Embora o aterro seja inaugurado ainda neste ano, leva-se no mínimo dois anos para começar a ter biogás suficiente gerado pela matéria orgânica disponível.

Dessa forma, a previsão é de entrada em operação da unidade entre 2025 e 2026, revela a executiva.

O total investido deve oscilar entre R$ 50 milhões e R$ 100 milhões.

O ritmo de investimentos em biometano deve continuar alto no futuro, revela Kayath, diretora de um grupo que também tem empresas de cogeração a biomassa (ERB) e de soluções logísticas e de comercialização de gás (CDGN).

Segundo ela, os fatores favoráveis começam com a adesão do país ao pacto de redução de emissões de metano em 30% até 2030, o interesse dos geradores de substratos orgânicos (aterros, agroindústrias) em valorizar energeticamente os resíduos e a evolução regulatória do mercado de gás (abertura).

Mas as perspectivas também envolvem os atributos ambientais do biometano. Trata-se, objetivamente, das receitas extras que, a cada dia, se tornam mais relevantes na rentabilidade dos projetos.

São créditos de descarbonização (Cbios, do programa Renovabio, do setor de combustíveis), créditos de carbono e certificados de rastreabilidade de energia renovável, como os I-RECs, que empresas adquirem para compensar a energia fóssil que consomem.

Segundo ela, esses atributos já respondem por até 40% da geração de caixa dos projetos.

Apenas o Cbio, para se ter uma ideia, já atingiu R$ 170 por crédito no fim de junho, depois de estar cotado por volta de R$ 60 no fim do ano passado.

Aliás, em 2021, a Ecometano vendeu no Ceará 75 mil Cbios, faturando R$ 3 milhões, e outros R$ 7 milhões em créditos de carbono.

Com essas rentabilidades agregadas aos projetos, que devem aumentar com a consolidação do mercado de crédito de carbono (e de metano, como foi criado em programa federal recente), há maior viabilidade financeira para desenvolver novas unidades de biometano.

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Manuela: pacto de redução de emissões incentiva a investir

“Vai ajudar a corroborar o desenvolvimento de novos investimentos”, disse.

Conversão de térmicas – Há outros grupos também com sede de projetos. Um que vem se destacando, e cujos investimentos o tornarão o maior em capacidade instalada de produção de biometano até 2023, é o grupo Urca Energia.

Em janeiro de 2022, o Urca adquiriu a empresa Gás Verde, do grupo J. Malucelli, e se tornou proprietário da maior unidade de produção de biometano do País, no aterro de Seropédica, na região metropolitana do Rio de Janeiro, com capacidade para gerar 120 mil m³/dia.

E essa planta ainda será ampliada. Segundo o diretor-executivo do grupo Urca Energia e CEO da Gás Verde, Marcel Jorand, a unidade passa por modernização de equipamentos e até meados de 2023 vai alcançar 200 mil m3/dia.

Até o momento, todo o biometano é comercializado para indústrias e postos de combustíveis por carretas, como BioGNC. A siderúrgica Ternium, de Itaquaí-RJ, por exemplo, é uma das clientes.

Nessa mesma unidade de Seropédica, está sendo implementada unidade de recuperação do CO2, que representa metade do biogás antes da purificação para biometano.

Antes descartado, o CO2 verde passará por purificação, liquefação e será comercializado também por carretas para indústrias, principalmente de alimentos e bebidas.

Com entrada em operação até o fim de 2023, a unidade deverá gerar 100 t/dia de dióxido de carbono.

Os investimentos do Urca em biometano envolvem inicialmente R$ 1,2 bilhão, como revela Jorand, e não se limitam a esta planta em Seropédica.

Dentro do pacote da compra da Gás Verde, a empresa se tornou dona de duas usinas térmicas a biogás nos aterros de São Gonçalo, de 8,5 MW de potência instalada, e de Nova Iguaçu, de 17,5 MW, as duas na região metropolitana do Rio de Janeiro.

Ocorre que, como o foco da Urca é o biometano, as duas usinas térmicas serão descomissionadas para que o biogás captado nos dois aterros sejam utilizados em novas unidades de biometano nos locais.

A previsão é que as duas novas unidades entrem em operação entre o último trimestre de 2023 e o primeiro de 2024, disse Jorand.

A unidade de São Gonçalo terá capacidade para 60 mil m3/dia e a de Nova Iguaçu, mais 160 mil m3/dia, e ambas, por enquanto, terão a produção escoada por carretas, na forma de BioGNC, para clientes estabelecidos em um raio de 200 km.

Mas há probabilidade de, no futuro, serem vendidos também como BioGNL, o que é viável comercialmente acima de 200 km, ou, assim que o Rio de Janeiro definir a regulação, injetando o biometano na rede.

Com o descomissionamento das usinas térmicas, os motogeradores serão reaproveitados em investimentos futuros de empresa do grupo, a EVA Energia, especializada em usinas de geração distribuída.

Mas quatro dos seis geradores de São Gonçalo ficarão no local para construção de usina de 5 MW de geração distribuída que será erguida e operada pela EVA.

Os 16 demais serão realocados para outros projetos da EVA, que atualmente tem 19 MW instalado em usinas pelo País.

Com esses investimentos, a capacidade total do Urca em biometano chegará a 420 mil m3/dia. Segundo o diretor, porém, a ideia é dar continuidade a novos projetos, em outros estados.

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Jorand: CO2 associado também poderá ter aplicação comercial

“Estamos em negociação, sendo que em alguns lugares os projetos devem ser conectados à rede”, diz.

Consumo livre – Aliás, em São Paulo, onde a regulação para injeção de biometano na rede e para comercialização no mercado livre está um pouco mais avançada do que em outros estados, foi anunciado um novo projeto, da Raízen, que envolverá dois grandes consumidores industriais, dentro do mercado livre.

No projeto, a empresa do grupo Cosan firmou joint-venture com a GEO Biogás&Tech, formando a Raízen Geo Biogás, para construir uma unidade de biometano para 70 mil m3/dia, em Piracicaba-SP, no bioparque Costa Pinto, sob investimento de R$ 300 milhões.

Para sua viabilização, foram firmados dois contratos, o primeiro com a Yara Fertilizantes, de Cubatão-SP, que ficará com 20 mil m3/dia para produzir amônia verde.

Os outros 50 mil m3/dia foram reservados para a Volkswagen do Brasil, que utilizará o gás renovável em suas fábricas de Taubaté-SP e São Bernardo do Campo-SP.

O biometano será injetado na rede da Comgás, que cobrará a tarifa de distribuição dos contratos de longo prazo no mercado livre das duas indústrias com a Raízen.

As empresas consumirão o gás renovável por compensação equivalente em gás natural do duto ao qual estão conectadas.

Os 20 mil m3/diários de biometano adquiridos pela Yara representam 3% do volume consumido pela sua unidade de amônia de Cubatão.

Com contrato de cinco anos, espera-se que o primeiro lote de biometano seja entregue à Yara em 2023, tempo necessário para que a Raízen construa uma nova planta para purificar o biogás e conectar sua distribuição ao grid.

Para a Volkswagen, a previsão é iniciar em abril de 2023 o suprimento da fábrica de Taubaté, até atingir a capacidade total contratada em março de 2024, quando será atendida a linha de São Bernardo do Campo.

Na Volkswagen, o contratado equivale a 65% do volume de energia utilizado nas duas fábricas.

Com o gás natural renovável, a montadora deixará de emitir cerca de 19 mil toneladas de CO2 de origem fóssil por ano.

A produção do biometano em Piracicaba será feita a partir da biodigestão da vinhaça e da torta de filtro, resíduos da operação agroindustrial do bioparque.

O biogás segue então para a etapa de purificação, para remoção do gás carbônico e outras impurezas, deixando o biometano dentro dos parâmetros de intercambialidade com o gás natural (superior a 94% de metano).

No parque Costa Pinto, além de usina de açúcar e etanol, há planta de etanol de segunda geração (E2G) e uma usina solar.

Trata-se da segunda usina de biogás da Raízen.

A primeira, inaugurada em outubro de 2021 em Guariba-SP, na Usina Bonfim, é para geração de energia elétrica por meio de termoelétrica a biogás (sem necessidade de purificação em biometano) e capacidade instalada de 21 MW, que teve parte de sua energia negociada em leilão oficial e outra parte no mercado livre de energia.

Pelas distribuidoras – O outro motor para puxar a demanda do biometano parte das distribuidoras de gás. Várias estão promovendo chamadas públicas para contratar suprimento de biometano para diversificar o suprimento, umas mais adiantadas e outras em planejamento.

No Rio Grande do Sul, a Sulgás foi uma das primeiras, com lançamento de chamada pública em 2020, que gerou no fim do ano passado a assinatura do primeiro contrato, com a empresa SebigasCótica.

O acordo envolverá instalação de uma central de tratamento de resíduos de grande escala em Triunfo, que receberá resíduos agroindustriais e agrosilvopastoris.

O volume inicial previsto para os cinco primeiros anos do contrato de suprimento com a Sulgás é de 15 mil m³/dia, a contar de 2024.

A capacidade poderá ser ampliada para 30 mil m³/dia a partir do sexto ano, conforme previsão contratual. O projeto atenderá clientes da Sulgás no Polo Petroquímico de Triunfo.

Quando o produto for lançado no mercado gaúcho, ele será chamado GNVerde, marca registrada pela Sulgás para o biometano.

Outro exemplo ocorre em Pernambuco, onde a Copergás já concluiu em março a primeira etapa de chamada pública para aquisição de biometano, com o recebimento de quatro propostas, em projetos a partir de resíduos agrícolas e de aterros.

O processo está em fase de detalhamento e análise econômica das propostas.

Provavelmente, ainda neste ano serão anunciados os vencedores, que deverão iniciar o fornecimento do biometano em 2024, com prazo de contratação de 10 anos e volume mínimo inicial de 3 mil m³/dia.

Rede dedicada – Além de o Paraná também prometer para este ano o lançamento de chamada pública para compra de biometano pela concessionária Compagas, a distribuidora paulista GasBrasiliano, que atua no noroeste do estado, inaugura em julho a primeira rede dedicada de biometano do País, em Presidente Prudente-SP.

O projeto envolve a geração de 24 mil m3/dia de biometano, a partir do biogás resultante da digestão da vinhaça, palha e torta de filtro da produção sucroalcooleira da Usina Cocal, em Narandiba-SP.

Mediante investimento de R$ 160 milhões – R$ 30 milhões para construção da rede de distribuição de 68 km e o restante para a unidade de biometano –, a rede dedicada vai suprir clientes residenciais, comerciais e industriais de Presidente Prudente e Narandiba.

A solução encontrada pela GasBrasiliano deve ser replicada para outros locais da sua área de concessão, distantes de gasodutos e considerada a de maior potencial de aproveitamento de biogás da indústria sucroenergética do País. Cidades como São José do Rio Preto-SP podem ser outras opções.

A cerca de 140 km do Gasoduto Brasil-Bolívia, a primeira experiência em Presidente Prudente permite que a região tenha acesso ao suprimento de gás renovável sem precisar de investimentos muito mais elevados para se conectar aos gasodutos, uma vez que a Usina Cocal está a 60 km do maior ponto de consumo.

A estimativa é a de que o investimento no projeto tenha sido menos da metade do que custaria uma conexão ao Gasbol.

Pesa também a seu favor o fato de o custo de produção do biogás e biometano da região ser considerado baixo, em comparação com aterros e resíduos agrossilvopastoris, por contar com abundância de biomassa e vinhaça do processamento de cana na região.

Para prevenir de contratempos com a produção de biometano pela usina, principalmente durante a entressafra canavieira ou em paradas para manutenção, a rede dedicada contará com estação de descompressão de GNC (gás natural comprimido) como backup.

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