NT - Análise de Conjuntura dos Biocombustíveis 2023 | ELETY | Elety

AGOSTO DE 2024

NOTA TÉCNICA

Análise de Conjuntura dos Biocombustíveis – Ano 2023

NOTA TÉCNICA EPE/DPG/SDB/2024/03
Diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis Heloisa Borges Bastos Esteves Coordenação Executiva Angela Oliveira da Costa Coordenação Técnica Angela Oliveira da Costa Rachel Martins Henriques Rafael Barros Araujo

Equipe Técnica Ana Paula Oliveira Castro Angela Oliveira da Costa Arthur Cortez Pires de Campos Bruna Souza Lopes Graça Dan Abensur Gandelman Danielle Borher de Andrade Danilo Perecin Ederaldo Godoy Junior Euler João Geraldo da Silva Guilherme Correa Naresse Juliana Rangel do Nascimento Leônidas Bially Olegario dos Santos Letícia Gonçalves Lorentz Marina Damião Besteti Ribeiro
Paula Isabel da Costa Barbosa Rachel Martins Henriques Rafael Barros Araujo

Ministro de Estado Alexandre Silveira de Oliveira Secretário-Executivo Arthur Cerqueira Valerio
Secretário de Planejamento e Transição Energética Thiago Vasconcellos Barral Ferreira
Secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Pietro Adamo Sampaio Mendes
http://www.mme.gov.br

Presidente Thiago Guilherme Ferreira Prado Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Thiago Ivanoski Teixeira Diretor de Estudos de Energia Elétrica Reinaldo da Cruz Garcia Diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis Heloisa Borges Bastos Esteves Diretora de Gestão Corporativa Thiago Guilherme Ferreira Prado (interino) http://www.epe.gov.br Técnica em Secretariado Raquel Lopes Couto Estagiário Anderson Luiz Silva Pelluso Imagens da Capa

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VALOR PUBLICO

A EPE REALIZA ESTUDOS E PESQUISAS PARA SUBSIDIAR A FORMULAÇÃO, IMPLEMENTAÇÃO E AVALIAÇÃO DA POLÍTICA E DO PLANEJAMENTO ENERGÉTICO BRASILEIRO. COM ESTE ESTUDO, A EPE TRAZ TRANSPARÊNCIA E REDUZ A ASSIMETRIA DE INFORMAÇÃO POR MEIO DA APRESENTAÇÃO DE DADOS E FATOS QUE PODEM AUXILIAR OS DEBATES ACERCA DOS ESFORÇOS DE TRANSIÇÃO ENERGÉTICA NO BRASIL.

ESTA NOTA TÉCNICA APRESENTA A SÍNTESE DOS EVENTOS MAIS RELEVANTES NO MERCADO DE COMBUSTÍVEIS RENOVÁVEIS, QUE OCORRERAM NO ANO ANTERIOR À SUA PUBLICAÇÃO, AUXILIANDO NA COMPREENSÃO DOS FATORES QUE IMPACTAM ESTE SEGMENTO.

 Identificação do Documento e Revisões

Área de estudo Diretoria de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (DPG) Superintendência de Derivados de Petróleo e Biocombustíveis (SDB) Estudo Análise de Conjuntura dos Biocombustíveis Revisão Data de emissão Descrição r0 20/08/2024 Publicação original

Agradecimentos Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores - ANFAVEA Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES Centro de Tecnologia Canavieira - CTC Companhia Nacional de Abastecimento - CONAB Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento – MAPA Ministério de Minas e Energia – MME União da Indústria de Cana-de-Açúcar – UNICA Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas – Fipe Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada - CEPEA / ESALQ /USP

Apresentação A Empresa de Pesquisa Energética apresenta a sua décima quinta edição da Análise de Conjuntura dos Biocombustíveis, com foco no ano de 2023. Com periodicidade anual, a publicação consolida os fatos mais relevantes referentes aos biocombustíveis, que ocorreram no ano anterior à sua divulgação. É lançada após o fechamento da safra sucroenergética e a consolidação das estatísticas dos mais importantes órgãos da área. Os principais temas abordados são: a oferta e demanda de etanol e sua infraestrutura de produção e transporte, o mercado de ciclo Otto, a participação da bioeletricidade na matriz nacional, o setor de biodiesel, o biometano, o mercado internacional de biocombustíveis, as inovações e perspectivas emergentes para biocombustíveis, as emissões de gases de efeito estufa evitadas pela utilização dessas fontes renováveis de energia e o acompanhamento da Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio). Nessa edição, além da avaliação dos principais acontecimentos ocorridos em 2023, o documento apresenta um artigo que aborda as “Técnicas de baixa intensidade de uso da terra na produção de biocombustíveis”, que possibilitam maximizar a produção de biocombustíveis, sem a necessidade de expandir novas áreas agrícolas ou competir com a produção de alimentos, contribuindo adicionalmente para a redução das emissões de gases de efeito estufa.

 Sumário Agradecimentos ............................................................................................................... iv Apresentação .................................................................................................................... v

Oferta de etanol ............................................................................................................ 1 1.1. Área, Produtividade Agrícola e Rendimento da Cana ................................................................ 1 1.2. Processamento da cana-de-açúcar ............................................................................................. 4 1.3. Processamento de milho ............................................................................................................ 5 1.4. Produção de etanol total ............................................................................................................ 7 1.5. Produção de açúcar .................................................................................................................... 9 1.6. Mix de produção ....................................................................................................................... 11 1.7. Programas de Financiamento ................................................................................................... 12
Demanda do ciclo Otto ................................................................................................ 13 2.1. Licenciamento e frota de veículos leves e motos ..................................................................... 13 2.1.1. Caracterização do licenciamento e da frota ................................................................................. 15 2.2. Demanda de combustíveis da frota ciclo Otto ......................................................................... 18
Análise econômica ...................................................................................................... 21 3.1. Preços de combustíveis do ciclo Otto ....................................................................................... 21 3.2. ICMS nos combustíveis do ciclo Otto ........................................................................................ 25
Capacidade de produção e infraestrutura de etanol .................................................... 29 4.1. Capacidade produtiva ............................................................................................................... 29 4.2. Tancagem .................................................................................................................................. 31 4.3. Dutos ......................................................................................................................................... 32 4.4. Portos ........................................................................................................................................ 32
Bioeletricidade ............................................................................................................ 33 5.1. Exportação e comercialização de energia ................................................................................ 33 5.2. Bioeletricidade de outras biomassas ........................................................................................ 36
Biodiesel ..................................................................................................................... 37 6.1. Evolução do marco regulatório do biodiesel ............................................................................ 37 6.2. Capacidade instalada e produção regional ............................................................................... 39 6.3. Matéria-prima para o biodiesel ................................................................................................ 41 6.4. Coprodutos do biodiesel ........................................................................................................... 43 6.5. Metanol ..................................................................................................................................... 44
Biogás ......................................................................................................................... 45 7.1. Biogás no setor elétrico ............................................................................................................ 45 7.2. Biometano ................................................................................................................................. 46 7.3. Setor sucroenergético ............................................................................................................... 47 7.4. Regulação e políticas públicas .................................................................................................. 48
Mercado internacional de biocombustíveis ................................................................. 49 8.1. Estados Unidos .......................................................................................................................... 51 8.2. União Europeia .......................................................................................................................... 52 8.3. Outros países ............................................................................................................................ 53
Inovações e Perspectivas Emergentes para biocombustíveis ....................................... 54 9.1. Etanol de Lignocelulose (E2G) ................................................................................................... 54 9.2. Outros insumos para produção de biocombustíveis ................................................................ 55 9.3. Óleo Vegetal Hidrotratado (HVO) ............................................................................................. 56 9.4. Coprocessamento de óleos vegetais ........................................................................................ 56

9.5. Combustíveis Sustentáveis de Aviação ..................................................................................... 57 9.6. Hidrogênio Renovável ............................................................................................................... 58 9.7. Combustíveis Marítimos Sustentáveis ...................................................................................... 59 10. Emissões de gases de efeito estufa ............................................................................ 60 11. Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio) ..................................................... 62 11.1. Certificações ............................................................................................................................ 62 11.2. Metas compulsórias de redução de emissões de GEE............................................................ 65 11.3. Estoque e Aposentadoria do CBIO .......................................................................................... 66 11.4. Preço do CBIO ......................................................................................................................... 67 11.5. Outros pontos relevantes ....................................................................................................... 68 12. Potencial das técnicas de baixo risco de mudança do uso da terra (“poupa-terra”) na produção de biocombustíveis no Brasil ........................................................................... 68 12.1. Introdução ............................................................................................................................... 68 12.2. Objetivo e escopo ................................................................................................................... 71 12.3. Avaliação das técnicas “poupa-terra” ..................................................................................... 71 12.4. Resultados ............................................................................................................................... 77 12.5. Considerações finais ............................................................................................................... 79 13. Referências ............................................................................................................... 80

 Lista de gráficos Gráfico 1 - Área colhida e de plantio de cana do setor sucroenergético (Brasil) .................................. 1 Gráfico 2 - Participação da cana planta na área total colhida e produtividade (Brasil) ........................ 2 Gráfico 3 - Idade média do canavial (Brasil e regiões) ........................................................................... 3 Gráfico 4 - Colheita e Plantio mecanizados x Rendimento da cana ...................................................... 4 Gráfico 5 - Histórico anual do processamento de cana e ATR .............................................................. 4 Gráfico 6 - Evolução da produção de milho e distribuição por safra .................................................... 5 Gráfico 7 - Evolução da destinação do milho no país ............................................................................ 6 Gráfico 8 - Processamento mensal de milho para a produção de etanol, por unidade da federação . 6 Gráfico 9 - Produção brasileira de etanol de milho ............................................................................... 7 Gráfico 10 - Produção brasileira de etanol total (da cana e do milho).................................................. 7 Gráfico 11 – Produção mensal de etanol de cana e de milho ............................................................... 8 Gráfico 12 - Evolução mensal do estoque físico de etanol .................................................................... 9 Gráfico 13 - Produção e exportação brasileira de açúcar .................................................................... 10 Gráfico 14 - Preços internacionais do açúcar VHP e refinado ............................................................. 10 Gráfico 15 – Mix e preços do açúcar e etanol hidratado (c/CBIO) ...................................................... 11 Gráfico 16 - Mix de produção (açúcar x etanol) .................................................................................. 12 Gráfico 17 - Valor captado de financiamentos públicos para o setor de etanol e açúcar .................. 12 Gráfico 18 - Licenciamentos de veículos leves .................................................................................... 13 Gráfico 19 - Licenciamento de motocicletas ....................................................................................... 14 Gráfico 20 – Demanda do ciclo Otto – Faixa de variação dos últimos 5 anos versus 2023 ................ 19 Gráfico 21 - Demanda do ciclo Otto e participação dos diferentes combustíveis .............................. 19 Gráfico 22 - Demanda anual de etanol hidratado e gasolina C ........................................................... 20 Gráfico 23 - Produção, demanda e importação líquida de gasolina A ................................................ 20 Gráfico 24 - Preços de etanol hidratado .............................................................................................. 22 Gráfico 25 - Relação de preços entre o hidratado e a gasolina C (PE/PG) .......................................... 24

Gráfico 26 – PE, PG e relação PE/PG mensal em 2023 ........................................................................ 24 Gráfico 27 - Diferenciação Tributária - ICMS “ad rem” (*) (gasolina C x etanol hidratado) 2023 ....... 26 Gráfico 28 - Diferença entre preços gasolina C e hidratado, produção e consumo do EHC – Brasil .. 28 Gráfico 29 – Fluxo de usinas de etanol de cana e milho no Brasil ...................................................... 30 Gráfico 30 - Evolução da capacidade instalada de produção de etanol no Brasil ............................... 31 Gráfico 31 - Capacidade brasileira de tancagem de etanol por região em 2023 ................................ 31 Gráfico 32 - Participação da biomassa de cana na geração elétrica ................................................... 33 Gráfico 33 - Autoconsumo e energia exportada pelas usinas de biomassa de cana .......................... 34 Gráfico 34 - Histórico de energia exportada para o SIN e cana processada ....................................... 35 Gráfico 35 - Geração térmica a biomassa de cana versus PLD ............................................................ 36 Gráfico 36 - Participação das demais biomassas x cana-de-açúcar..................................................... 37 Gráfico 37 - Preços médios - biodiesel e diesel sem ICMS .................................................................. 39 Gráfico 38 - Capacidade Nominal Autorizada e Consumo de Biodiesel em 2023 ............................... 40 Gráfico 39 - Produção regional de Biodiesel em 2023 ........................................................................ 40 Gráfico 40 - Oferta de diesel A e produção de biodiesel ..................................................................... 41 Gráfico 41 - Participação de matérias-primas para a produção de biodiesel em 2023 ...................... 41 Gráfico 42 - Mercado de óleo de soja .................................................................................................. 43 Gráfico 43 - Exportação de glicerina e glicerol .................................................................................... 44 Gráfico 44 - Importação de metanol para biodiesel ............................................................................ 44 Gráfico 45 - Exportações e importações brasileiras de etanol – 2012 a 2023 .................................... 49 Gráfico 46 - Exportações e importações mensais de etanol – 2022 a 2023 ........................................ 50 Gráfico 47 - Emissões Evitadas com Bioenergia em 2023 ................................................................... 61 Gráfico 48 - Emissões Evitadas com Bioenergia nos últimos 5 anos ................................................... 62 Gráfico 49 – Certificações de produção de biocombustíveis válidas .................................................. 63 Gráfico 50 - Certificações por rota de produção e percentual do volume elegível por rota .............. 64 Gráfico 51 - Nota de Eficiência Energético-Ambiental das unidades certificadas .............................. 64 Gráfico 52 – Intensidade de Carbono do biocombustível e de seu substituto fóssil e NEEA .............. 65 Gráfico 53 - Metas compulsórias de redução de emissões de GEE e IC projetada ............................. 65 Gráfico 54 - Estoque X Aposentadoria de CBIO 2023 .......................................................................... 67 Gráfico 55 - Quantidades negociadas e preços médios de CBIO ......................................................... 67 Gráfico 56 - Emissões de GEE do Brasil, por setor, em MtCO 2 ............................................................ 69 Gráfico 57 – Área de produção de milho ............................................................................................. 73 Gráfico 58 –Produção de milho ........................................................................................................... 74 Gráfico 59 - Perfil de ocupação do milho de segunda safra no Brasil, por estado .............................. 74 Gráfico 60 - Potencial de produção incremental de biocombustível .................................................. 78

 Lista de tabelas Tabela 1 - Preços médios anuais de etanol hidratado, gasolina C e relativo (PE/PG) ......................... 23 Tabela 2 - Complexo soja ..................................................................................................................... 42 Tabela 3 . Plantas de biometano com autorização de operação na ANP, RenovaBio e REIDI. ........... 46 Tabela 4 – Capacidade produtiva de biometano, em construção, solicitantes ao REIDI .................... 49 Tabela 5 - Volumes de biocombustíveis da RFS para o período 2023-2025 (bilhões de litros) .......... 52 Tabela 6 – Unidades e projetos de E2G da Raízen .............................................................................. 55 Tabela 7 - Rotas tecnológicas aprovadas para a produção de SAF ..................................................... 57 Tabela 8 – Áreas e produção de biocombustíveis por estado ............................................................. 72 Tabela 9 – Estimativa produção biocombustíveis com biomassa residual ......................................... 75

Tabela 10 – Ganho de produtividade estimado e produção incremental de biocombustível ............ 77 Tabela 11 – Recuperação e uso das pastagens degradadas agricultáveis .......................................... 77 Tabela 12 – Cultivo sequencial - expansão do milho segunda safra ................................................... 77 Tabela 13 – Aproveitamento dos resíduos agrícolas disponíveis ........................................................ 78 Tabela 14 – Ganho de produtividade das principais culturas energéticas: ......................................... 78

 Lista de figuras Figura 1 - Alíquota de ICMS do etanol e relação PE/PG por estado em 2023 ..................................... 27 Figura 2 - Formação de preço ao consumidor do etanol hidratado no Brasil em 2023. ..................... 29 Figura 3 - Sistema integrado de logística para o etanol ...................................................................... 32 Figura 4 - Evolução do marco legal do biodiesel ................................................................................. 38 Figura 5 – Plantas produtoras de Biometano ...................................................................................... 47 Figura 6 - Perfil de ocupação e uso da terra no Brasil. ........................................................................ 70

Oferta de etanol No ano de 2023, a produção sucroenergética alcançou recordes na moagem de cana e produção de açúcar, diante de condições climáticas bastante favoráveis. O processamento de cana- de-açúcar foi de 713 milhões de toneladas, aumento de 19,7% em relação a 2022. A produção de açúcar cresceu 26,0%, totalizando 45,8 milhões de toneladas, diante do patamar elevado de preços no mercado internacional. Em relação à de etanol, foram produzidos 29,5 bilhões de litros a partir da cana, que somados à participação do biocombustível oriundo do milho de 5,8 bilhões de litros (crescimento de 40%), alcançou 35,3 bilhões de litros (15,3% superior a 2022). O total de hidratado e anidro foram, respectivamente, de 21,5 e 13,9 bilhões de litros (MAPA, 2024). O consumo dos combustíveis do ciclo Otto alcançou o máximo histórico de 59,1 bilhões de litros de gasolina equivalente, mantendo a trajetória de crescimento observada a partir do segundo semestre de 2022, mesmo com o retorno dos tributos federais (EPE, 2024). As condições climáticas favoráveis, ainda que em menor intensidade que as observadas na safra 2023/24, indicam perspectivas positivas para 2024/25. A produção de açúcar deve continuar sendo favorecida pela sua maior rentabilidade e pelos contratos já firmados. O etanol de milho mantém a sua tendência de crescimento (CONAB, 2024a, 2024b). 1.1. Área, Produtividade Agrícola e Rendimento da Cana Área A área total colhida de cana, na safra 2023/24, foi de 8,3 milhões de hectares (Mha), mantendo- se praticamente estável nos últimos três anos. No período indicado no Gráfico 1, observa-se uma tendência de redução dessa área entre as safras de 2016/17 e 2021/22, em geral explicada pela concorrência com culturas temporárias, como soja e milho. A área de plantio foi de 1,3 Mha, com quedas nas regiões Nordeste e Sul compensadas pelo Sudeste e Centro-Oeste (CONAB, 2024a, 2024b). Gráfico 1 - Área colhida e de plantio de cana do setor sucroenergético (Brasil)

Fonte: EPE a partir de CONAB (2024a, 2024b). Para a safra 2024/25, a CONAB estima que a área colhida deverá apresentar um aumento, totalizando 8,7 Mha (4,1%), pela expansão dos canaviais (CONAB, 2024a, 2024b). 9,0 8,7 9,0 8,7 8,6 8,4 8,6 8,3 8,3 8,3 1,2 1,0 1,0 1,2 1,3 1,3 1,2 1,2 1,3 1,3 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14/1515/1616/1717/1818/1919/2020/2121/2222/2323/24 Milhões de hectares Área colhidaÁrea de Plantio

Produtividade Agrícola A produtividade agrícola média do setor sucroenergético brasileiro na safra 2023/24 foi de 85,6 toneladas de cana por hectare (tc/ha), aumento de 16,2% com relação à anterior (73,7 tc/ha), um crescimento expressivo, em decorrência das condições climáticas favoráveis. A região Centro-Sul, que representou 91% da produção total, exibiu um crescimento de 18,2% (88,2 ante 74,6 tc/ha), e o Norte-Nordeste, retração de -1,4% (64,8 ante 65,8 tc/ha) (CONAB, 2024a, 2024b). A avaliação do desempenho da produção sucroenergética requer também verificar como está distribuída a área de cultivo da cana, que é diferenciada em: reformada, em reforma, de expansão e de cana soca 1 . A participação da cana planta 2 (cana planta/cana total) considerada ideal é de 18%, percentual relativo a uma renovação do canavial após cinco safras (UNICA, 2014, 2017). O Gráfico 2 apresenta a evolução da participação da cana planta no total de cana colhida no Brasil, excluindo a área de cana em reforma (CONAB 2024a, 2024b). Gráfico 2 - Participação da cana planta na área total colhida e produtividade (Brasil)

Fonte: EPE a partir de CONAB (2024a, 2024b) e UNICA (2014, 2017) A participação de cana planta na cana total se elevava desde a safra 2017/18, entretanto, a partir de 2021/22 apresentou queda, que se manteve até o ciclo de 2022/23. Em 2023/24, a sua participação no total de cana correspondeu a 18,3% e superou o ideal (18%). A idade média 3 do canavial brasileiro apresentou uma queda de 2,6% nesta safra. No Gráfico 3, nota-se que esse indicador foi de 3,3 cortes entre as safras 2014/15 e 2015/16, e saltou para 3,9 no período 2016/2017 a 2018/19. A partir de 2019/20 observou-se um comportamento de queda, atingindo o valor atual de 3,5. Evidencia-se também a acentuada diferença entre as regiões Norte- Nordeste e Centro-Sul.

1 Área reformada é aquela recuperada no ano da safra anterior e que está disponível para colheita. Área em reforma é aquela que não será colhida, pois se encontra em período de recuperação para o replantio da cana ou outros usos. Área de expansão é a classe de lavouras de cana que, pela primeira vez, está disponível para colheita. Área de cana soca é aquela que já passou por mais de um corte. 2 Área de cana planta equivale ao somatório das áreas reformada e de expansão. 3 Quanto maior for o estágio médio de corte (idade do canavial), menor será a área com cana mais nova e, consequentemente, menor a produtividade média, visto que essa decresce a cada corte. 20,6% 19,5% 10,4% 11,0% 13,7% 15,2% 16,3% 15,3% 14,8% 18,3% 70,5 76,9 72,6 72,5 72,2 76,1 76,0 69,4 73,7 85,6 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 14/1515/1616/1717/1818/1919/2020/2121/2222/2323/24 tc / ha % de cana planta RenovaçãoExpansão% de cana planta Perfil desejadoProdutividade

Gráfico 3 - Idade média do canavial (Brasil e regiões)

Fonte: EPE a partir de CONAB (2024a, 2024b). Para a safra 2024/25, a produtividade estimada pela CONAB é de 79,1 tc/ha, queda de 7,6% em relação à 2023/24 (CONAB, 2024a, 2024b). Rendimento da Cana (ATR 4 /tc) O rendimento da cana-de-açúcar no Brasil na safra 2023/24 foi de 137,7 kg ATR/tc, diminuição de 0,8% em relação à anterior (138,7 kg ATR/tc 5 ), apresentando queda pelo terceiro ano consecutivo, influenciada pela redução de 0,9% (140,8 kg ATR/tc) da região Centro-Sul. No Norte/Nordeste houve um crescimento de 3,1% (125,7 kg ATR/tc). As condições climáticas, idade das lavouras, impurezas minerais e vegetais e a mecanização do plantio e da colheita da cana são os principais fatores que influenciam esse indicador (CONAB, 2024a, 2024b; DATAGRO, 2024a). Conforme indicado no Gráfico 4, na safra 2023/24, a mecanização da colheita no Brasil cresceu para 92%. No Centro-Sul, a colheita mecanizada manteve-se em 99% e, no Nordeste, aumentou de 26% para 27%. Na região Norte, este indicador atingiu 100% em 2016/17, e permanece nesse valor (CONAB, 2024b, 2024c). A mecanização do plantio no Centro-Sul foi de 67%, similar à safra anterior, após um período de queda observado entre 2018/19 e 2021/22, em que se visava recuperar a produtividade e diminuir os custos (devido ao alto consumo de mudas e falhas no plantio com a utilização das máquinas), além do aumento do uso da técnica de meiosi nesse período (CTC, 2024; UDOP, 2019). A defasagem entre plantio e colheita foi de 32 p.p. (CTC, 2024). A mecanização da colheita no Centro-Sul foi um movimento acelerado, passando de 28% em 2007/08 para valores superiores a 90% da área em apenas 8 anos (2015/16). Nos últimos anos, o rendimento esteve em níveis similares aos observados no início desse processo.

4 Açúcares Totais Recuperáveis. 5 A partir da safra 2022/23, como o rendimento não está sendo publicado pela CONAB, a fonte foi alterada para DATAGRO. 3,3 3,3 3,9 3,9 3,9 3,8 3,7 3,6 3,6 3,5 3,3 3,2 3,8 3,8 3,9 3,7 3,6 3,6 3,5 3,4 4,1 4,1 4,6 4,6 4,5 4,5 4,4 4,2 4,3 4,3 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 14/1515/1616/1717/1818/1919/2020/2121/2222/2323/24 N ° de Cortes BrasilCentro-SulNorte-Nordeste

Gráfico 4 - Colheita e Plantio mecanizados x Rendimento da cana

Nota: Os dados de colheita (Brasil e Centro-Sul) foram extraídos da CONAB (2024a, 2024b), enquanto os de mecanização do plantio foram obtidos de usinas associadas ao CTC (2024), que representam apenas uma parcela do setor sucroenergético, não incluindo fornecedores. Fonte: EPE a partir de CONAB (2024a, 2024b), CTC (2024), DATAGRO (2024a) e UNICA (2013, 2014, 2017). Na safra 2023/24, o teor de impurezas totais foi de 8,9% (aumento de 1,0 p.p. em relação à safra anterior). As impurezas vegetais permaneceram em 7,9% e, as minerais, no patamar de 1,0% (CTC, 2024). Estima-se que o rendimento da safra 2024/25 será de cerca de 138,2 kg ATR/tc, crescimento de 0,4% quando comparado à 2023/24 (DATAGRO, 2024a). 1.2. Processamento da cana-de-açúcar O total de cana processada atingiu 713 milhões de toneladas em 2023, 19,7% superior a 2022, conforme apresentado no Gráfico 5, com expressiva recuperação, após um período marcado por condições climáticas adversas nos principais estados produtores (MAPA, 2024). O açúcar total recuperável (ATR) alcançou 98 milhões de toneladas, em função da alta disponibilidade de cana. Gráfico 5 - Histórico anual do processamento de cana e ATR

Fonte: EPE a partir de MAPA (2024). 24% 37% 48% 55% 64% 69% 74% 77% 85% 90% 91% 92% 92% 89% 89% 91% 92% 28% 43% 55% 62% 72% 77% 82% 84% 93% 95% 96% 97% 98% 97% 97% 99% 99% 33% 35% 48% 60% 71% 75% 79% 79% 79% 74% 70% 63% 62% 68% 67% 127 138 130 140 144 137 133 137 131 135 137 138 139 144 142 139 138 0 30 60 90 120 150 0% 20% 40% 60% 80% 100% 07/0809/1011/1213/1415/1617/1819/2021/2223/24 kg ATR / tc (%) Colheita mecanizada (Brasil)Colheita mecanizada (C-Sul) Plantio mecanizado (C-Sul)Rendimento de ATR (Brasil) 633 661 671 636 609 654 663 581 595 713 95,5 82,6 98,0 60,0 65,0 70,0 75,0 80,0 85,0 90,0 95,0 100,0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 2014201520162017201820192020202120222023 Milhões de toneladas (ATR) Milhões de toneladas Cana processadaATR

Pela ótica de ano safra, a cana processada em 2023/24 (713 Mtc), teve um crescimento de 16,8% em relação ao período 2022/23 (611 Mtc), segundo a CONAB (2024a, 2024b). 1.3. Processamento de milho A produção nacional de milho em 2023 (safra 2022/23 6 ) foi de 131,9 milhões de toneladas, segundo a Conab (2024c), representando aumento de 17% frente ao ano anterior. Desse montante, 77% foram produzidos em segunda safra, prática que vem se expandindo e substanciando o crescimento da oferta de milho no país, conforme Gráfico 6. Gráfico 6 - Evolução da produção de milho e distribuição por safra

Fonte: EPE a partir de CONAB (2024c). O consumo interno do grão foi de 79,6 milhões de toneladas, incluindo a parcela destinada à produção de etanol, e a exportação líquida foi de 53,3 milhões de toneladas, aumento de 21%, vide Gráfico 7. Pela primeira vez, na safra 2022/23, o Brasil foi o principal exportador global de milho (USDA, 2024a).
A quantidade de milho processado para a produção de etanol praticamente quadruplicou em quatro anos. De 3,4 milhões de toneladas em 2019, chegou-se a 13,3 milhões em 2023, representando 10% da produção e 17% do consumo interno do milho no ano (ANP, 2024a; CONAB, 2024c).

6 Períodos de plantio por safra: 1ª, de outubro a dezembro; 2ª, de janeiro a março; 3ª, de abril a junho. Períodos de colheita por safra: 1ª, de fevereiro a junho; 2ª, de maio a agosto; 3ª, de setembro a dezembro. O estado do Mato Grosso foi usado como referência.
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0 20 40 60 80 100 120 140 03/0405/0607/0809/1011/1213/1415/1617/1819/2021/22 (%) Milhões de toneladas 1ª Safra2ª Safra3ª SafraProdução Total (eixo esquerdo)

Gráfico 7 - Evolução da destinação do milho no país

Fonte: EPE a partir de CONAB (2024c). Durante 2023, pela primeira vez foi superada a marca mensal de 1 milhão de toneladas de milho destinadas à produção de etanol. O estado do Mato Grosso se mantém como destaque e respondeu por 72% do processamento do grão para etanol no país, conforme observado no Gráfico 8. Gráfico 8 - Processamento mensal de milho para a produção de etanol, por unidade da federação

Fonte: EPE a partir de ANP (2024a). Estima-se que os coprodutos obtidos na produção de etanol do milho, DDGS (Dried Distilled Grains with Solubles) e óleo, tenham totalizado, respectivamente, cerca de 3,0-4,8 milhões de toneladas e 200-290 milhões de litros. O DDGS é utilizado para complemento de rações animais e o óleo, para consumo humano e uso industrial, inclusive para a produção de biodiesel. A receita com os coprodutos varia, mas pode chegar a representar 25% do total obtido com o processamento do milho nas usinas. 53,3 66,3 13,3 0 10 20 30 40 50 60 70 EXPORTAÇÃO LÍQUIDACONSUMO INTERNO (OUTROS) CONSUMO INTERNO (ETANOL) Milhões de toneladas 17/1818/1919/2020/2121/2222/23 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 jan/17 mai/17 set/17 jan/18 mai/18 set/18 jan/19 mai/19 set/19 jan/20 mai/20 set/20 jan/21 mai/21 set/21 jan/22 mai/22 set/22 jan/23 mai/23 set/23 Milhões de toneladas São Paulo Paraná Goiás Mato Grosso do Sul Mato Grosso

1.4. Produção de etanol total O etanol proveniente do milho continua apresentando um crescimento expressivo, com uma produção que atingiu 5,8 bilhões de litros em 2023, 40% superior a 2022, conforme Gráfico 9. A maioria das usinas concentra-se nos estados de Mato Grosso e Goiás. Gráfico 9 - Produção brasileira de etanol de milho

Fonte: EPE a partir de UNICA (2024). Sob a ótica de ano safra da cana, o valor registrado em 2023/24 foi de 4,9 bilhões de litros, sendo que as estimativas para a próxima safra indicam que a produção de etanol a partir do grão será de 7,0 bilhões de litros, um crescimento de 43%, reafirmando seu potencial dentro do portfólio de opções para o setor de biocombustíveis e para a matriz energética brasileira (CONAB, 2024a, 2024b). Em 2023, a produção do etanol a partir da cana-de-açúcar foi de 29,5 bilhões de litros, que somada à participação do biocombustível oriundo do milho totaliza 35,3 bilhões de litros, divididos em 21,5 bilhões de hidratado (crescimento de 16,8%) e 13,9 bilhões de anidro (aumento de 13,1%). Assim, o volume total produzido foi 15,3% superior a 2022, conforme ilustra o Gráfico 10 (MAPA, 2024). Gráfico 10 - Produção brasileira de etanol total (da cana e do milho)

Fonte: EPE a partir de MAPA (2024) e UNICA (2024). 0,18 0,40 0,64 0,90 1,52 2,30 0,54 0,93 1,79 2,39 2,62 3,49 0,01 0,07 0,12 0,20 0,41 0,72 1,33 2,43 3,28 4,14 5,79 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 20132014201520162017201820192020202120222023 Bilhões de litros AnidroHidratadoTotal 1,5 2,3 10,7 11,6 2,6 3,5 15,8 18,0 27,7 28,5 30,3 28,3 27,7 32,3 36,0 32,6 29,9 30,6 35,3 11,7 11,7 11,3 11,2 11,1 9,2 10,7 10,0 11,1 12,3 13,9 16,0 16,8 19,0 17,1 16,6 23,1 25,3 22,6 18,8 18,4 21,5 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 20132014201520162017201820192020202120222023 Bilhões de litros Anidro de milhoAnidro de canaHidratado de milhoHidratado de canaTotal

A partir do Gráfico 11 é possível observar o gradual aumento da produção do etanol de milho e sua importância na entressafra da cana-de-açúcar da região Centro-Sul (dezembro a março). Entre 2019 e 2023, sua participação passou de 34% da produção total para 66%. Gráfico 11 – Produção mensal de etanol de cana e de milho

Fonte: EPE a partir de MAPA (2024) e UNICA (2024) De forma geral, as usinas de cana aumentaram a destinação do mix de produção para o açúcar, tendo em vista sua remuneração no mercado internacional. Por sua vez, o etanol de milho tem fornecido o suporte necessário à oferta desse biocombustível durante todo o ano, principalmente na entressafra. A produção de etanol para outros usos totalizou 1,1 bilhão de litros, 16,0% inferior a 2022 (EPE, 2024). O etanol hidratado corresponde à maior parte produzida e sua principal aplicação é como antisséptico. Estoque de etanol O Gráfico 12 apresenta o histórico da variação de estoque físico 7 mensal de etanol declarado ao MAPA. Pode-se observar que o estoque de passagem 8 , em 31 de dezembro de 2023, foi de 10,1 bilhões de litros de etanol (31,7% superior a 2022). Destes, 4,2 bilhões foram de etanol anidro, o que correspondeu a um aumento de 23,3% em relação a dezembro de 2022. Por outro lado, o etanol hidratado apresentou um crescimento de 38,4% nos estoques, o que favoreceu o seu consumo no período da entressafra de cana.

7 Estoque Físico corresponde ao volume real armazenado nos tanques da unidade produtora, inclusive o volume já vendido e não retirado. 8 Estoque de Passagem corresponde ao armazenado nos tanques da unidade produtora no fim do ano civil. 34% 49% 58% 68% 66% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 jan/19 mar/19 mai/19 jul/19 set/19 nov/19 jan/20 mar/20 mai/20 jul/20 set/20 nov/20 jan/21 mar/21 mai/21 jul/21 set/21 nov/21 jan/22 mar/22 mai/22 jul/22 set/22 nov/22 jan/23 mar/23 mai/23 jul/23 set/23 nov/23 % Bilhões de litros Etanol MilhoEtanol CanaEtanol Total% Etanol de milho/ Produção total

Gráfico 12 - Evolução mensal do estoque físico de etanol

Fonte: EPE a partir de MAPA (2024). As regras vigentes relativas ao estoque obrigatório de etanol anidro são estabelecidas pela Resolução ANP nº 719, de 22 de fevereiro de 2018 (ANP, 2018). De acordo com esta, o estoque mínimo obrigatório de anidro para o etanol produzido pelas usinas é de 25% e de 4%, em 31 de janeiro e em 31 de março de cada ano, respectivamente, em relação ao total comercializado no ano civil anterior. Para as distribuidoras, é de 10 dias de comercialização, estando a ANP autorizada a determinar a extensão para 15 dias, caso haja necessidade para fins de abastecimento durante a entressafra. O estoque disponível de etanol anidro observado em 31 de março de 2023 nas usinas foi de 1,3 bilhão de litros (MAPA, 2024), volume que atende ao estipulado pela ANP. Com a maior disponibilidade do etanol em 2023, o volume total do biocombustível (hidratado e anidro) consumido foi 6,3% superior ao observado em 2022, verificando-se tanto um aumento do anidro, devido à elevada demanda de gasolina C, quanto de etanol hidratado, que recuperou sua participação, pontos que serão analisados em detalhe no Item 2.2 deste estudo (MAPA, 2024; EPE, 2024). 1.5. Produção de açúcar Em 2023, a produção brasileira de açúcar atingiu o máximo histórico de 45,8 milhões de toneladas (26,0% superior a 2022), em decorrência das condições climáticas e de mercado favoráveis. As exportações foram de 31,4 milhões de toneladas (crescimento de 10,8%), enquanto a componente “consumo interno + variação de estoques” apresentou um aumento de 6,4 milhões, conforme ilustrado no Gráfico 13 (MAPA, 2024). 9,3 7,0 6,8 7,3 8,7 8,4 8,7 8,1 7,7 10,1 0 2 4 6 8 10 12 14 abr/14abr/15abr/16abr/17abr/18abr/19abr/20abr/21abr/22abr/23 Bilhões de litros AnidroHidratado Total

Gráfico 13 - Produção e exportação brasileira de açúcar

Fonte: EPE a partir de MAPA (2024). No que concerne aos preços médios do açúcar VHP e refinado, houve um crescimento, respectivamente de 27,8% e 24,3%, em relação ao ano de 2022, como observado no Gráfico 14. Entre janeiro e dezembro de 2023, as cotações do VHP e refinado aumentaram 11,4% e 15,3%, respectivamente, apesar de uma queda no valor do mês de dezembro. Tal comportamento é consequência da manutenção dos estoques mundiais em níveis baixos (USDA, 2024b). Gráfico 14 - Preços internacionais do açúcar VHP e refinado

Nota: Açúcar VHP: Contrato nº 11; Açúcar Refinado: Contrato nº 5. Fonte: EPE a partir de USDA (2024b) O balanço mundial de oferta e demanda de açúcar apresenta déficit desde a safra 2019/20, com exceção de 2021/22, quando houve um pequeno superávit, com a relação estoque/consumo em torno de 42% nos últimos quatro ciclos. A partir de 2020, houve um direcionamento do mix para a produção do adoçante, acompanhando o crescimento do preço do açúcar no mercado internacional. Em 2023, houve um distanciamento considerável do preço da commodity em relação ao do etanol hidratado. A variação dos preços de mercado do açúcar e do etanol (com e sem a contribuição do CBIO) é apresentada no Gráfico 15. 35,3 34,2 38,9 38,1 28,5 30,0 41,5 35,1 36,3 45,8 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 2014201520162017201820192020202120222023 Milhões de ton ExportaçãoConsumo interno + variação de estoqueProdução 18,82 24,05 24,17 30,05 0 5 10 15 20 25 30 35 40 jan/14jan/15jan/16jan/17jan/18jan/19jan/20jan/21jan/22jan/23 Cents/lb Açúcar VHPAçúcar refinadoMédia VHPMédia refinado

Gráfico 15 – Mix e preços do açúcar e etanol hidratado (c/CBIO)

Nota 1: O preço do etanol hidratado refere-se ao valor no mercado interno (São Paulo), conforme CEPEA/ESALQ (2024a). Nota: Para determinar o valor adicionado pelo CBIO, considerou-se o valor financeiro e quantidade negociada em cada mês, um volume elegível de 90% e a NEEA média de maio de 2024, que foi acrescentado ao preço do etanol hidratado na usina (São Paulo) (ANP, 2024b; CEPEA/ESALQ, 2024a). Fonte: EPE a partir de BC (2024), CEPEA/ESALQ (2024a), EPE (2024a), MAPA (2024), UDOP (2024) e USDA (2024b). A safra mundial 2022/23 teve um déficit no balanço de oferta/demanda, de 100 mil toneladas de açúcar, com a relação estoque/consumo em 41,9%. Para a safra 2023/24, a expectativa é de um déficit de 1,6 milhão de toneladas e uma relação em torno de 41,0%. As perspectivas para a próxima safra (2024/25) são de um pequeno superávit, com base nas perspectivas de produção de importantes produtores, como Brasil, Tailândia, Índia e União Europeia (DATAGRO, 2024b). 1.6. Mix de produção Em 2023, o percentual de ATR 9 destinado à produção do etanol foi de 53%, 1,0 p.p. inferior ao observado em 2022, conforme mostra o Gráfico 16. Com a manutenção da atratividade do açúcar no mercado internacional, a destinação para a sua produção atingiu 47%. Note-se que as usinas brasileiras têm destinado a maior parte do ATR para o etanol em todo o período analisado.

9 A partir da safra 2022/23, o mix de produção foi calculado pela indisponibilidade de dados no Levantamento da Cana da CONAB. 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 jan/19 abr/19 jul/19 out/19 jan/20 abr/20 jul/20 out/20 jan/21 abr/21 jul/21 out/21 jan/22 abr/22 jul/22 out/22 jan/23 abr/23 jul/23 out/23 Mix Açúcar Preço

açúcar equivalente (Cents/lb) Mix Açúcar (%)Açúcar VHP (Contrato nº11)HidratadoHidratado (c/ CBIO)

Gráfico 16 - Mix de produção (açúcar x etanol)

Fonte: EPE a partir de CONAB (2024a, 2024b) e DATAGRO (2024a). Na safra 2023/24, a remuneração do ATR no estado de São Paulo foi de R$ 1,203/kg ATR (CONSECANA, 2022), pequena queda com relação ao observado na safra 2022/23 (- 0,8%). 1.7. Programas de Financiamento O BNDES dispõe de diversas linhas de financiamento para os setores de produção de etanol e açúcar, como o RenovaBio, Finem, Finame, Fundo Clima e Prorenova. O Gráfico 17 apresenta o valor total 10 contratado (corrente, em reais de 2023) pelo setor de etanol e açúcar com o BNDES, incluindo a parte agrícola da cana. Em 2023, os investimentos totais, via BNDES, alcançaram o valor de R$ 3,5 bilhões, quase 40% superior ao do ano anterior, dando sequência ao crescimento já observado em 2022. Note-se que este montante equivale a 21,8% do ápice histórico do investimento no setor, em 2010, com a cifra de R$ 16,1 bilhões. Gráfico 17 - Valor captado de financiamentos públicos para o setor de etanol e açúcar

Nota: O setor de etanol compreende as matérias-primas cana, milho e outros. Fonte: EPE a partir de BNDES (2024a).

10 Os desembolsos relacionados à cogeração serão detalhados no Capítulo 5. 46 45 46 47 17 22 24 23 37 33 30 29 0 20 40 60 80 100 14/1515/1616/1717/1818/1919/2020/2121/2222/2323/24 % AçúcarAnidroHidratado 14,6 16,1 12,1 8,0 12,6 11,6 4,3 2,9 2,4 2,6 2,4 1,8 1,8 2,6 3,5 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023 Bilhões de reais AgrícolaAçúcarEtanolCogeraçãoTotal

O BNDES RenovaBio, lançado em 2020, é voltado para melhorias da eficiência energético- ambiental e da certificação da produção de unidades produtoras de biocombustíveis. As empresas que apresentarem melhoria do indicador “litros/CBIO”, de, ao menos metade da meta correspondente, obterão redução da taxa básica de juros do Banco. A dotação orçamentária inicial era de R$ 2 bilhões e foi ampliada para R$ 3,5 bilhões, sendo R$ 1 bilhão já aprovado para treze usinas de etanol (BNDES, 2024b). Em outra ação para investimentos no setor de biocombustíveis, o Ministério de Minas e Energia (MME) aprovou a emissão de debêntures incentivadas, através da Portaria nº 252, de 17 de junho de 2019 (MME, 2019). Com esse instrumento, as empresas podem captar recursos em mercado de capitais para investir em renovação de canaviais e em suas instalações industriais. Até o final de 2023, 24 empresas tiveram as emissões de títulos autorizadas pelo MME e já foram captados cerca de R$ 13 bilhões (MME, 2024a; NOVACANA, 2024a). 2. Demanda do ciclo Otto A demanda total de energia dos veículos leves do ciclo Otto, em 2023, foi de 59,1 bilhões de litros de gasolina equivalente (EPE, 2024). Isso representa um aumento de 6,6% em relação ao ano anterior, mantendo a trajetória de crescimento observada em 2022. Quanto ao licenciamento de veículos leves, também foi observado um aumento em comparação a 2022, conforme apresenta o gráfico 15. Nesta seção, também será realizada uma breve análise sobre a conjuntura econômica, como forma de contextualizar o ambiente macroeconômico e político das mudanças do setor automotivo no país. 2.1. Licenciamento e frota de veículos leves e motos Em 2023, foram licenciados cerca de 2,2 milhões de veículos leves novos no Brasil, um aumento de 11,2% em relação ao ano anterior (ANFAVEA, 2023). Apesar do aumento, o número de licenciamentos de veículos novos ainda não recuperou o patamar de vendas do período de pré- pandemia, conforme mostra o Gráfico 18. Gráfico 18 - Licenciamentos de veículos leves

Fonte: EPE a partir de ANFAVEA (2023) 1,5 1,4 1,3 1,5 1,6 1,8 2,3 2,7 3,0 3,3 3,4 3,6 3,6 3,3 2,5 2,0 2,2 2,5 2,7 2,0 2,0 2,0 2,2 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 20012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023 Milhões de unidades

Do total de licenciamentos de veículos leves, na segmentação por porte, 79% foram automóveis e 21% comerciais leves. Na separação por combustível, a categoria flex fuel representou 83,0% do licenciamento total, seguida pelos veículos movidos a diesel com 9,9%. Os veículos a gasolina representaram 2,8% dos licenciamentos e os eletrificados (elétricos, híbridos e híbridos plug-in) chegaram a 4,3%, um crescimento considerável em comparação com 2022, quando esta participação foi de 2,5%. Em relação à motorização, foram licenciados majoritariamente automóveis com motores até 1.0 (54,9%), ultrapassando pelo segundo ano consecutivo os motores entre 1.0 e 2.0 (43,2%) (ANFAVEA, 2023). É importante ressaltar que, dentre o total de novos veículos licenciados em território brasileiro, a parcela de veículos adquiridos pelas locadoras de automóveis vem aumentando cada vez mais. Segundo o relatório disponibilizado pela Associação Brasileira das Locadoras de Automóveis (ABLA, 2024), estas empresas emplacaram 590.870 modelos novos, o que equivale a 27,1% de todos os automóveis e comerciais leves licenciados no Brasil em 2023. A comercialização de veículos usados 11

em 2023 foi 8,7% maior que o registrado em 2022, alcançando 14,4 milhões de unidades, e representou 86,2% das vendas totais de veículos (novos + usados). Em movimento reverso ao observado em 2022, houve crescimento de 3,5% nas vendas de usados seminovos (0 a 3 anos) em 2023, as quais atingiram 2,2 milhões de unidades. Neste mesmo sentido, ocorreu aumento de 9,6% nas vendas de usados mais antigos 12 , chegando a 12,2 milhões de unidades (FENAUTO, 2024). Já em relação às motocicletas, em 2023, foram licenciadas quase 1,6 milhão de novas unidades, 16,1% a mais do que no ano anterior, conforme dados da FENABRAVE (2024). Conforme Gráfico 19, percebe-se uma retomada a patamares de 2012, consolidando uma tendência crescente de aquisição de motocicletas, que começa a ser vista no período pós-pandêmico. O alto preço dos veículos leves, associado à praticidade do uso da motocicleta no cotidiano do usuário podem ser importantes indutores do crescimento de sua aquisição. O aumento do número de trabalhadores em delivery, principalmente a partir do período pandêmico, e o baixo custo de manutenção e de abastecimento da motocicleta também apoiam tal movimento. Gráfico 19 - Licenciamento de motocicletas

Fonte: EPE a partir de ANFAVEA (2023)

11 Inclui motos e comerciais pesados usados. 12 Veículos usados com idades superiores a 3 anos. Inclui motos e comerciais pesados. 0,9 1,0 1,3 1,7 1,9 1,6 1,8 1,9 1,6 1,5 1,4 1,3 1,0 0,9 0,9 1,1 0,9 1,2 1,4 1,6 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 20042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023 Milhões de unidades

Frota Como resultado do licenciamento observado nos últimos anos, estima-se que a frota brasileira de veículos leves ciclo Otto tenha totalizado 39,7 milhões de unidades, permanecendo no mesmo patamar do ano anterior, com a tecnologia flex fuel representando 84,5% do total. Quanto à frota de motocicletas, em 2023, totalizou 33,0 milhões de unidades, demonstrando uma tendência de crescimento persistente desde 2012. Regionalizando, percebe-se uma predominância de motocicletas na região Sudeste (38% em 2023). Entretanto, também se vê um aumento na frota da região Nordeste, que chega a 29%. As regiões Centro Oeste e Norte apresentam 10% cada (ABRACICLO, 2024). O setor de locadoras fechou o ano de 2023 com uma frota de 1.570.820 veículos leves, ultrapassando, pela primeira vez, a marca de 1,5 milhão de unidades. Isto representa um crescimento de 9,5% em comparação ao resultado do ano anterior. Além disso, das 26.423 locadoras ativas no país, 77% são especializadas na locação de automóveis e 23% em outros meios de transporte. Com a estagnação de licenciamento de veículos novos nos últimos anos, o processo de envelhecimento da frota brasileira permanece em patamares elevados. Em 2023, a idade média para os automóveis e comerciais leves foi de 10 anos, enquanto para as motocicletas, solidificou-se em 8 anos e 4 meses (SINDIPEÇAS, 2024). Pelo histórico avaliado, nos últimos 10 anos, houve um aumento de cerca de 2 anos na idade média destes veículos. 2.1.1. Caracterização do licenciamento e da frota Eletrificados
O número de veículos eletrificados passou de 49 mil unidades em 2022 para 93 mil em 2023, representando um aumento de 90,7% no licenciamento. Este ano, seguindo o ocorrido em 2022, o número desta categoria de veículos vendidos ultrapassou em 64% aqueles movidos a gasolina (ANFAVEA, 2023). O número de vendas dos eletrificados cresceu em todas as regiões do País, sendo liderado pelo Sudeste, que corresponde a mais da metade das vendas brasileiras; São Paulo aparece como o principal estado adquirente de veículos dessa categoria (34,91% do total), seguido por Rio de Janeiro (7,35%) e Minas Gerais (6,83%). As locadoras também ampliaram o número de aquisições dos automóveis e comerciais leves elétricos, crescimento de 81,6% em comparação ao ano anterior, totalizando 8.426 unidades. Estas empresas emplacaram o equivalente a 19,6% de todos os veículos leves elétricos licenciados, parcela relevante do total. Em 2023, o preço dos veículos eletrificados permaneceu elevado, em comparação aos preços médios dos automóveis de entrada a combustão interna 13 , dentre os de menor valor registrando-se em torno de R$ 125 mil. Entretanto, atualmente, 40 montadoras comercializam 254 modelos diferentes de veículos eletrificados no país, o que aumenta a oferta de tais automóveis e a competição entre as montadoras (EPBR, 2023). A expectativa de aumento do imposto de importação sobre veículos elétricos, híbridos e híbridos plug-in, previsto para ter início em janeiro de 2024, pode ser uma variável explanatória para o aumento de vendas observado no ano de 2023 (MDIC, 2023).

13 Se comparado, o veículo elétrico mais barato do país (R$119.990,00) é 54% mais caro que a média de veículos convencionais mais baratos comercializados no Brasil (R$69.990,00) (FIPE, 2023).

Entretanto, segundo pesquisas coordenadas por diferentes consultorias, houve um movimento de alteração de projeções por parte de montadoras e empresas do setor de veículos elétricos: espera- se um aumento de até 26% da participação destes no mercado nacional de automóveis e veículos leves. Além disso, percebe-se um ambiente de expectativas positivas quanto ao crescimento do mercado em até 5 anos, já demonstrado, inclusive, pelo grande aporte de investimentos realizados por grandes montadoras no país (FECOMBUSTÍVEIS, 2024a). Por outro lado, o relatório divulgado pela AUTODATA (2024a) aponta desafios a serem superados para que a penetração dessas novas tecnologias ocorra de maneira mais acentuada. Dentre eles, destaca-se a necessidade da oferta nacional de componentes chave para a produção nacional de um veículo elétrico, como as baterias e suas células, ambas produzidas majoritariamente pela China. Outro ponto importante é a ausência de territorialização de infraestrutura de recarga no país, obstaculizando a maior difusão dos veículos (AUTODATA, 2024b). Em que pese a participação expressiva dos eletrificados no licenciamento de veículos nos últimos anos, há de se considerar as singularidades nacionais. A predominância do uso de biocombustíveis para o abastecimento de veículos leves tem contribuído para que a matriz de transporte apresente um alto e consistente grau de renovabilidade, de 23,8% em 2023 (EPE, 2024). Contextualização Econômica O mercado de financiamento de veículos cresceu 10% em relação ao ano de 2022, o que equivale a 541 mil unidades financiadas a mais 14 , sendo a maior parte dos recursos direcionada à aquisição de automóveis usados, que cresceu cerca de 7,6% (B3, 2024). Paralelamente, a oferta de crédito para o financiamento de veículos novos também apresentou crescimento em relação ao ano de 2022, aumentando 9% (ANEF, 2024). A expansão do mercado de financiamento, assim como o aumento do licenciamento de veículos no ano de 2023 e a elevação de investimentos de grandes montadoras no país, podem estar associados a alguns fenômenos e aspectos macro e microeconômicos, tais como: crescimento do PIB; aumento da oferta de crédito, reduções nas taxas de juros para aquisição de veículos e queda dos níveis de inadimplência destes empréstimos. O Produto Interno Bruto (PIB) do país cresceu 2,9%, resultando no terceiro ano consecutivo de crescimento desde a pandemia da COVID-19. Tal aumento, se observado pela ótica da demanda 15 , foi bastante influenciado pelas taxas crescentes das exportações (contabilizando 9,1%) e do Consumo das Famílias (3,1%) (IBGE, 2024a). O PIB per capita apresentou um crescimento ainda maior, crescendo 7% em relação ao ano passado. A taxa SELIC, que é a taxa básica de juros da economia brasileira 16 , apresentou redução em 2023 17 , e, em função da baixa inflação no período, apresentou uma das maiores taxas de juros reais aplicada mundialmente. Vale notar que elevadas taxas de juros estimulam o direcionamento dos investimentos para aplicações em detrimento das atividades econômicas, impactando todo o

14 Inclui veículos leves, pesados e motos, novos e usados.
15 O PIB pode ser calculado por três diferentes óticas: a ótica da oferta (que mensura a produção por setores produtivos da economia: agropecuária, indústria e serviços); a ótica da renda (que se refere ao somatório de remuneração dos fatores de produção da economia, tais como salário, juros e aluguéis); e pela ótica da demanda (que contabiliza a produção através do que é demandado e consumido pelos atores da economia, tais como as famílias, o mercado externo, e o próprio governo).
16 Por tal característica, é a taxa norteadora de todas as taxas de juros do país; ou seja, suas movimentações – sejam ascendentes ou descendentes – tendem a direcionar as mudanças em todas as taxas brasileiras. 17 O COPOM – Comitê de Política Monetária do Banco Central do Brasil – diminuiu, de janeiro a dezembro de 2023, em dois pontos percentuais a taxa SELIC, que chega, no final deste ano, com valores de 11,65%.

resultado da economia. Além disso, a taxa de juros serve de base para a tomada de empréstimos. Por exemplo, a taxa média de juros para aquisição de veículos novos e usados por crédito também diminuiu durante todo o ano, saindo de 2,15% a.m. no mês de janeiro para 1,91% no mês de dezembro (BC, 2024), o que pôde explicar a maior movimentação da economia do país.
A taxa de câmbio também apresenta uma tendência favorável, principalmente no que tange o investimento privado: apesar de ainda permanecer em patamares altos 18 , ela sofreu um decréscimo de 3,3% em comparação aos números do ano passado, chegando em dezembro com o custo de R$ 4,9/USD. Grande indutora de crescimento do PIB, a alta do consumo das famílias pode ser explicada, de maneira significativa, por melhores condições de oferta de crédito, crescimento da taxa de ocupação e da massa salarial real e redução da taxa de inflação. No que se refere ao nível de ocupação, segundo a PNAD Contínua (IBGE), o ano de 2023 demonstrou o menor patamar de desemprego no país, desde o ano de 2015: no último mês daquele ano, o nível de desocupação chegou a 7,4%, mostrando um decréscimo significativo desde o início do ano, que, em janeiro, chegou a 8,4%. Em comparação a 2022, tal taxa apresentou uma queda de 25%. Por sua vez, o nível de inadimplência em financiamentos específicos para aquisição de veículos estava elevado em 2023, chegando ao máximo de 5,65% em maio, próximo aos índices de 2013. Entretanto, este percentual decresceu ao longo do ano, terminando com uma média anual de 5,19%. Por último, houve uma redução dos níveis de inflação, com o acumulado do IPCA, índice que mede a variação de preços de uma cesta de produtos e serviços consumida pela população, fechando o ano em 4,62%, se mantendo dentro da meta de inflação estabelecida pelo Conselho Monetário Nacional (CMN). Tal índice é significativamente menor que o observado ao fim de 2022, 5,79%. Políticas Públicas e Investimentos no setor
Como parte do projeto de neoindustrialização brasileira, o país avança com políticas públicas voltadas para a retomada do desenvolvimento do setor industrial nacional, como demonstrado com a retomada do imposto de importação sobre veículos elétricos e com a criação de programas como o Programa Nacional de Mobilidade Verde e Inovação, o MOVER. Este novo programa de mobilidade do governo federal foi sancionado em junho de 2024, ampliando os índices e metas de sustentabilidade e de inovação do setor de automóveis no País, proporcionando maior confiança e atração de investimentos para o território nacional. É o sucessor de outros programas semelhantes, lançados desde 2010, como o Inovar-Auto (2012) e o Rota 2030 (2018), que já estabeleciam metas que asseguravam os direcionamentos nacionais perante o setor 19 . Dentre outros objetivos, o MOVER determina a expansão da participação da indústria automotiva instalada no País; o estímulo à produção de novas tecnologias; a promoção do uso de biocombustíveis e de formas alternativas sustentáveis e limpas, aumentando os requisitos obrigatórios de sustentabilidade para os veículos comercializados. Entre as novidades está a medição das emissões de carbono "do poço à roda", ou seja, considerando todo o ciclo da fonte de energia utilizada 20 e a criação do Fundo Nacional de Desenvolvimento Industrial e Tecnológico (FNDIT). Além disso, é uma política de ampla abrangência, incluindo máquinas agrícolas e rodoviárias.

18 Desde o ano de 2019, a taxa de câmbio nominal (que é a taxa mais utilizada pelos agentes econômicos, visto que representa o custo de uma moeda em relação a outra) está acima dos R$4,00, em relação ao dólar estadunidense. 19 Principalmente quanto à redução de emissões de carbono. 20 Há, ainda, uma estimativa de ampliação dessa medição para o ano de 2027, chegando à análise “do berço ao túmulo”, ou seja, o ciclo completo da fonte de energia utilizada, incluindo aquelas relacionadas à produção e ao descarte dos veículos e dos sistemas de geração.

Suas diretrizes podem propulsionar maior introdução da mobilidade elétrica e do uso de biocombustíveis, como o etanol e o biodiesel. Tem como principais eixos: a regulação do mercado e regime tributário dos veículos, com metas claras de eficiência energética, reciclabilidade de materiais, acessibilidade, estruturação da tributação verde, entre outras; estímulo ao investimento em P&D local com benefícios fiscais; e incentivo ao desenvolvimento industrial e tecnológico de fornecedores de autopeças e insumos. Com tal ambiente político e macroeconômico (analisado acima) favorecendo e induzindo o investimento local, já podem ser observados alguns resultados dessa combinação. Projetam-se, por exemplo, investimentos, por parte das montadoras de veículos, na ordem de R$95 bilhões para o ciclo de 2021 a 2030 (AUTODATA, 2024c). Da mesma forma, o setor de autopeças também demonstra otimismo, aumentando suas projeções para 2024 em 3%, chegando na ordem de R$6,1 bilhões (VALOR ECONÔMICO, 2024). 2.2. Demanda de combustíveis da frota ciclo Otto Conforme apontado anteriormente, a demanda total de energia dos veículos leves do ciclo Otto, em 2023, foi de 59,1 bilhões de litros de gasolina equivalente (EPE, 2024). Isso representa um aumento de 6,6% em relação ao ano anterior, mantendo a trajetória de crescimento observada em 2022. Conforme explorado no item anterior, os indicadores macroeconômicos apontam para um aquecimento das atividades produtivas nacionais, demonstrando que os efeitos negativos pós- período pandêmico estão se tornando cada vez mais remotos. A isenção de PIS/Pasep e Cofins para a gasolina e o etanol que vigoraria até dezembro de 2022 21 , foi estendida até fevereiro de 2023 através da Medida Provisória nº 1.157/2023 (BRASIL, 2023a). Em seguida, a Medida Provisória nº 1.163/2023 estabeleceu a retomada parcial desses tributos até o mês de junho do mesmo ano (BRASIL, 2023b). A partir de julho a cobrança dos tributos federais foi integralmente retomada. Em paralelo, o preço do etanol registrou queda, enquanto o da gasolina apresentou aumento de 6,8% entre janeiro e dezembro de 2023. Já em comparação com os preços médios de 2022, a gasolina C teve queda de 12,8% e o etanol hidratado de 19,2%, conforme será detalhado no próximo capítulo. Apesar da retomada dos tributos e do aumento do preço da gasolina ao longo de 2023, a demanda por ambos os combustíveis continuou a crescer, embora com participações distintas. A evolução da demanda mensal em 2023 em comparação com a média dos 5 anos anteriores pode ser observada no gráfico abaixo. Maiores detalhes sobre os impactos no preço final dos combustíveis encontram-se no item 3 deste documento.

21 Medida Provisória nº 1.118/2022 (BRASIL, 2022c), posteriormente convertida na Lei Complementar nº 194/2022 (BRASIL, 2022b).

Gráfico 20 – Demanda do ciclo Otto – Faixa de variação dos últimos 5 anos versus 2023

Fonte: EPE a partir de EPE (2024a) e MAPA (2024) A distribuição energética permaneceu praticamente contante para todos os combustíveis, com a gasolina A em 57%, o etanol anidro em 22% e, o hidratado, em 21%. Com isso, o etanol total combustível manteve sua participação 43,2% em 2023, mantendo a renovabilidade da matriz de ciclo Otto (EPE, 2024), conforme mostra o Gráfico 21. Os motivos para esse comportamento serão aprofundados na próxima seção deste documento. Gráfico 21 - Demanda do ciclo Otto e participação dos diferentes combustíveis

Nota: Os dados de demanda excluem a parcela relativa ao GNV. Fonte: EPE a partir de EPE (2024). A demanda do etanol hidratado em 2023 totalizou 18,1 bilhões de litros, representando um aumento de 6,9% em relação ao ano anterior e o consumo de gasolina C perfez 46,5 bilhões de litros, 6,5% superior ao observado em 2022 (EPE, 2024), como ilustra o Gráfico 22. 4,6 4,7 4,9 4,5 5,1 5,0 4,7 5,1 4,9 5,1 5,0 5,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 janfevmarabrmaijunjulagosetoutnovdez Milhões de litros Faixa de variação 2018-20232023 55% 57% 57% 21% 22% 22% 24% 21% 21% 50,6 54,1 54,3 53,4 54,5 52,3 54,7 49,8 52,1 55,5 59,1 0 10 20 30 40 50 60 70 20132014201520162017201820192020202120222023 milhões m³ gasolina equivalente Gasolina AAnidroHidratadoTotal

Gráfico 22 - Demanda anual de etanol hidratado e gasolina C

Fonte: EPE a partir de EPE (2024a). O Gráfico 23 apresenta a evolução da demanda, produção e importação líquida de gasolina A, para o período 2016-2023. Gráfico 23 - Produção, demanda e importação líquida de gasolina A

Fonte: EPE a partir de EPE (2024a). Em 2023, os volumes da demanda nacional de gasolina A aumentaram em 6,9% em relação ao ano anterior, registrando 33,6 bilhões de litros, e a sua produção apresentou um crescimento também de 6,9%, atingindo 30,6 bilhões de litros. O saldo comercial de gasolina A foi de 2,5 bilhões de litros de importação líquida, uma redução de 30% em relação ao valor do ano anterior (EPE, 2024). A carga de petróleo processada nas refinarias cresceu 3,5% em relação aos valores de 2022 (ANP, 2024c). Enquanto a demanda do diesel fóssil aumentou 1,8%, sua produção pelo parque de refino nacional cresceu 3,8% (mais detalhes no capítulo 6). 41 44 41 43 44 38 38 36 40 44 46 13 14 19 16 15 20 23 20 18 17 18 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 20132014201520162017201820192020202120222023 Bilhões de litros Gasolina CEtanol hidratado 28,2 28,3 26,0 25,4 23,5 28,1 28,7 30,6 31,4 32,2 28,0 27,9 26,2 28,7 31,4 33,6 3,1 4,0 1,8 2,9 2,6 1,0 3,6 2,5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 20162017201820192020202120222023 Bilhões de litros ProduçãoDemandaImportação líquida

Análise econômica O ano de 2023, seguindo a trajetória do ano anterior, manteve o cenário de retomada da atividade econômica pós pandemia da Covid-19. Muitos índices, conforme exposto no Capítulo 2, demonstraram um aquecimento do ambiente macroeconômico do país, resultando em aumento de investimentos e de demandas do setor de transportes, por parte de todos os agentes econômicos. Para as análises deste capítulo, considera-se como referência os preços, ponderados por volume, a valores constantes de dezembro de 2023. 3.1. Preços de combustíveis do ciclo Otto Em 2023, a carga tributária de combustíveis passou por mudanças na mensuração das alíquotas do ICMS 22 sobre os combustíveis. Tais alterações, postuladas ainda no ano de 2022, através da Lei Complementar nº 192 e, posteriormente, pela Lei Complementar nº 194, começaram a incidir em março de 2023, homogeneizando os valores de ICMS por todo o território nacional. Tais mudanças serão mais bem exploradas no item 3.2. Em 2022, PIS/Pasep, COFINS e CIDE foram zerados a partir do segundo semestre, culminando na queda dos preços médios dos combustíveis. Em março de 2023, foi promulgada Medida Provisória que retomou a cobrança, parcial 23 , destas contribuições, até o final de junho. A partir do segundo semestre, integralizou-se tal cobrança dos impostos federais. Observando-se a trajetória de preços ao longo dos meses de 2023, verificou-se um aumento no preço médio da gasolina de 6,8% entre janeiro e dezembro, enquanto isso, em trajetória contrária, o etanol apresentou um decréscimo de 12,8%. Deste modo, a diferença absoluta entre os preços correntes entre gasolina C e etanol hidratado passou de R$ 1,22 em dezembro de 2022 para R$ 2,09 em dezembro de 2023. Comparando-se os preços médios anuais da gasolina C e do etanol hidratado entre 2022 e 2023, verificaram-se quedas de 12,8% e 19,2%, respectivamente, mesmo com a retomada dos tributos. Os dados combinados revelam uma relação média entre o preço do etanol hidratado e do combustível fóssil de 68% em 2023, a qual favorece o consumo do biocombustível, cuja análise será aprofundada ao longo deste capítulo. Conforme descrito no Item 1, neste ano foi alcançado um recorde de moagem de cana e produção de açúcar nas usinas sucroenergéticas em território nacional. Tal fenômeno foi impulsionado pelas condições climáticas favoráveis. A produção de etanol do milho permanece em uma trajetória de crescimento, superando em cerca de 40% a do ano anterior, evoluindo para se tornar uma importante alternativa no mercado do biocombustível brasileiro. Como ocorrido no ano de 2022, o açúcar manteve sua atratividade no mercado internacional: os principais exportadores, como Índia e Tailândia, apresentaram redução de safra, diminuindo a oferta global do adoçante. Este fato, aliado à redução do preço do etanol no mercado interno, fez com que as usinas priorizassem o açúcar em seus mix de produção.

22 Conforme é praxe, o Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) divulga, a cada mês, os Preços de Referência dos Combustíveis, estabelecendo o Preço Médio Ponderado ao Consumidor Final (PMPF), que serve como parâmetro para a cobrança do ICMS. 23 A mesma Medida Provisória que promulga a reoneração tributária sobre os combustíveis também postula novos valores de PIS e COFINS para comercialização e importação de gasolina e de etanol. No caso do primeiro, o PIS passa a ser R$ 83,84/m³ e o COFINS de R$ 386,16/m³, onerando, em soma, R$ 0,47 por litro. No caso do etanol, há três formas variadas de cobrança: produtores e importadores pagam R$ 3,60/m³ de PIS e R$ 16,40/m³ de COFINS, enquanto cooperativas pagam R$1,64/m³ de PIS e R$7, 53/m³ de COFINS (BRASIL, 2023b). A CIDE cobrada sobre a gasolina, todavia, permaneceu zerada até o segundo semestre de 2023.

Em maio de 2023, a Petrobras alterou sua política de paridade de preços internacionais, que atrelava os valores praticados no Brasil àqueles do mercado externo 24 . Com isso, a empresa passou a adotar uma nova política, que não desconsidera o preço internacional, contudo, identifica outros indicadores como referência para valoração 25 . Dessa forma, o preço da empresa se torna mais competitivo frente ao mercado, permitindo maior autonomia à estatal. Com a nova política adotada pela principal produtora de gasolina e diesel do Brasil, os preços de tais combustíveis permanecem fortemente dependentes das movimentações da empresa. Assim, ao longo do ano de 2023, o preço de revenda da gasolina C em termos constantes de dezembro de 2023 sofreu oscilações por todo o período, terminando o ano em elevação de aproximadamente 6,8% (ANP, 2024h; IBGE, 2024a). Estas oscilações também refletem a incerteza econômica resultante da conjuntura de desaceleração da economia dos Estados Unidos e do crescimento econômico chinês, além de ainda sofrer impactos decorrentes do conflito na Ucrânia, o que impacta os preços internacionais de diversas commodities, incluindo a gasolina. O panorama de reoneração tributária destes combustíveis superou o impacto de tais fatores no contexto de precificação, contribuindo para seu aumento. Dessa forma, para uma demanda de combustíveis do ciclo Otto 6,6% superior à observada no ano anterior, o consumo de etanol hidratado apresentou um aumento de 6,9%, enquanto o consumo da gasolina C aumentou em 6,5% (EPE, 2024). O Gráfico 24 apresenta um comparativo dos preços médios de etanol hidratado para o consumidor (Brasil), no distribuidor (Brasil) e nas usinas (São Paulo), ponderados por volume, deflacionados pelo IPCA em valores constantes de dezembro de 2023. Gráfico 24 - Preços de etanol hidratado

Fonte: EPE a partir de ANP (2024c) e CEPEA/ESALQ (2024a).

24 O preço da gasolina e do diesel vendidos pela Petrobras para as distribuidoras era determinado pelos custos de importação e de logística, considerando, ainda, o valor da cotação do dólar e do barril de petróleo Brent. 25 Segundo a Petrobras, o novo modelo passa a considerar o que chama de “custo alternativo do cliente”, que observa outros agentes que forneçam os mesmos produtos e/ou similares; além do “valor marginal para a empresa”, como maneira de salvaguardar a mesma em relação as suas condições de produção, importação e exportação (PETROBRAS, 2023a). 4,03 4,04 3,70 3,51 3,34 3,51 2,99 2,74 2,76 2,97 2,21 2,13 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 jan-20mai-20set-20jan-21mai-21set-21jan-22mai-22set-22jan-23mai-23set-23 R$ (dez

/litro ConsumidorDistribuidorUsina/SP

Em 2023, a diferença entre os preços máximo e mínimo do etanol hidratado ao consumidor (registros de abril e setembro, respectivamente) foi de R$ 0,54/litro. Esta diferença foi significativamente menor do que a observada em 2022 (R$2,00/litro), e ainda menor do que a observada em 2021 (R$ 2,08/litro), se assemelhando a valores de 2020 (R$0,89/litro). O preço do etanol hidratado em termos constantes (dezembro 2023) retorna a patamares observados no período pré-pandêmico e anterior ao conflito na Ucrânia, quando o litro do biocombustível custava em média menos de R$4,00. Tal redução pode ser explicada pelo aumento recorde na moagem de cana de açúcar e pelo aumento da produção de etanol 26 no país, além da movimentação gradativa de reoneração tributária durante o ano de 2023. Realizando-se a comparação mês a mês entre 2023 e 2022, a diferença máxima de margem de revenda ocorreu em julho, chegando a R$ 0,77 por litro (um índice cerca de 25% inferior ao observado em a 2022). Destaca-se que a margem média anual na revenda de etanol hidratado em 2023, de R$ 0,69/litro, ficou 7,8% abaixo da média observada em 2022 (R$ 0,75/litro) 27 . Por outro lado, a média das margens na distribuição atingiram R$ 0,67/litro, redução de 15,3% em relação a 2022.
Os preços médios anuais do etanol hidratado e da gasolina C, para o consumidor, ponderados pelos volumes e em valores constantes, são mostrados na Tabela 1, bem como o preço médio relativo (PE/PG) e suas respectivas variações. Tabela 1 - Preços médios anuais de etanol hidratado, gasolina C e relativo (PE/PG) Ano Hidratado (R$dez23/l) Var. (% a.a.) Gasolina C (R$dez23/l) Var. (% a.a.) PE/PG

Var. (% a.a.) 2014 3,51 -1,1 5,10 -1,9 0,69 0,8 2015 3,51 0,1 5,26 3,2 0,67 -2,8 2016 3,79 8,0 5,33 1,3 0,71 6,3 2017 3,71 -2,0 5,26 -1,4 0,71 -0,4 2018 3,90 5,0 5,92 12,7 0,66 -6,7 2019 3,77 -3,3 5,68 -4,0 0,66 0,6 2020 3,40 -10,0 4,93 5,58 0,69 3,9 2021 4,95 45,7 6,73 36,5 0,73 6,1 2022 4,70 -5,1 7,02 4,4 0,73 0,3 2023 3,79 -19,2 5,58 -12,8 0,68 -7,3 Nota: Os preços foram ponderados por volume e deflacionados pelo IPCA, em relação a dezembro de 2023. Fonte: EPE a partir de ANP (2024c); BC (2024). Ao longo dos meses de 2023, o preço do etanol hidratado acompanhou o comportamento observado para o preço da gasolina C, apresentando variações um pouco mais acentuadas, porém de forma análoga anos anteriores. O seu valor médio na bomba foi de R$ 3,79/litro, um decréscimo de 19,2% comparado com 2022, enquanto a gasolina C reduziu 12,8%, atingindo R$ 5,58/litro. Dessa forma, houve redução do preço relativo médio (PE/PG) de 2023, que alcançou 0,68, abaixo do valor limite (0,70), mais favorável para o consumo do etanol hidratado.

26 Não só oriundo da cana, mas também do milho, como apontado no Capítulo 1. 27 Em valores constantes de dezembro de 2023.

O Gráfico 25 ilustra a variação do preço médio anual relativo (PE/PG) desde 2014. Gráfico 25 - Relação de preços entre o hidratado e a gasolina C (PE/PG)

Fonte: EPE a partir de ANP (2024c). A análise realizada mensalmente ao longo de 2023 indica que, a partir do mês de julho, o etanol hidratado mostrou-se competitivo, alcançando, inclusive, patamares bastante favoráveis a sua aquisição, vide Gráfico 26. Este ano, mais estados apresentaram relações PE/PG mensais favoráveis ao consumo do biocombustível, em relação ao ano passado. Em 2022, apenas SP, GO, MT e MG demonstraram valores positivos ao etanol. Já em 2023, a lista passou a constar com os 6 maiores estados produtores de etanol do país, SP, GO, MT, MS, MG e PR, que representam, respectivamente, 39%, 15,5%, 15%, 11%, 9% e 3,5% da produção total, além do Ceará. Apesar de não possuir histórico de produção própria de etanol, a relação PE/PG favorável no estado da região Nordeste pode ser explicada pelo alto preço da gasolina praticado nos postos locais, tornando-o menos vantajoso, se comparado ao etanol. Gráfico 26 – PE, PG e relação PE/PG mensal em 2023

Fonte: EPE a partir de ANP (2024c). 68,7% 66,8% 71,0% 70,7% 66,0% 66,4% 68,9% 73,1% 73,4% 68,0% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 2014201520162017201820192020202120222023 % PE/PG 4,03 3,91 4,03 4,05 4,04 3,83 3,86 3,68 3,70 3,65 3,60 3,51 5,25 5,24 5,64 5,59 5,46 5,46 5,68 5,77 5,88 5,77 5,66 5,60 76,7% 74,6% 71,4% 72,4% 73,9% 70,0% 67,9% 63,8% 62,9% 63,2% 63,5% 62,6% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 jan-23fev-23mar-23abr-23mai-23jun-23jul-23ago-23set-23out-23nov-23dez-23 % R$ (dez

/litro PEPGPE/PG

3.2. ICMS nos combustíveis do ciclo Otto Em março de 2022 foi promulgada a Lei Complementar nº 192, alterada pela Medida Provisória 1.118/2022 (BRASIL, 2022a), que define os combustíveis que sofrerão alteração na incidência do ICMS e os aspectos de tais mudanças. Estas implicam, dentre outros pontos, que o imposto será uniforme em todo o território nacional, além de estabelecer um valor fixo da alíquota por unidade de medida adotada (litro para o diesel, gasolina e etanol anidro; e quilograma para o GLP) 28 . Importante recordar que, como apontado nos relatórios passados, a cobrança do imposto seguia uma porcentagem, que variava entre 17 e 22% (EPE, 2023). Apesar de publicada em 2022, sua implementação toma forma somente no ano posterior, em março de 2023. Mais recentemente, em março de 2023, o Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) estabeleceu o convênio ICMS nº 12 que dispôs sobre o regime de tributação monofásica 29 , a ser aplicado nas operações com gasolina A, etanol anidro combustível e o diesel; o aumento, decorrente da incidência de novos valores, deveria iniciar apenas no segundo semestre por conta da noventena 30 . Como mencionado, a incidência será ad rem, homogênea sobre todo o território nacional, e será calculada sobre qualquer que seja a finalidade das operações, ainda que iniciadas no exterior (CONFAZ/MF, 2024b). A partir de 2023 todas as alterações tributárias, que agora são deliberadas pelo Confaz, e não mais por cada estado, a maior parte dos entes federativos tiveram um aumento ou estabilização nas alíquotas do ICMS sobre a gasolina e o etanol. Quanto à gasolina, desde junho de 2023, todos possuem o mesmo valor “ad rem”, de R$1,22/litro; que permaneceu até dezembro do mesmo ano. Ao comparar este valor com os praticados até o último mês que a nova modalidade tarifária ainda não estava em vigor (maio 2023), alguns estados apresentaram redução no ICMS sobre a gasolina: Alagoas, Amazonas e Piauí. Todos os outros viram a porcentagem de valoração aumentar (EPE, 2024). Entretanto, ainda em outubro, o Conselho aprovou novas alterações nas alíquotas: no caso da gasolina, o ICMS subirá R$ 0,15, chegando a R$1,37 por litro; já sobre o diesel, essa alta será de R$°0,12, alcançando o valor de R$1,06 por litro. Estas últimas mudanças entram em vigor a partir de fevereiro de 2024. Quanto ao etanol, comparando-se valores de maio de 2023 31 com o ano de 2022, cinco estados apresentaram aumento no imposto sobre o biocombustível: Acre, Alagoas, Amazonas, Sergipe e Tocantins, com crescimento de 5,7% (no caso do Sergipe) e 2% (para os outros estados). Para o cálculo da segunda metade do ano, com a incidência de nova modalidade tarifária sobre a gasolina, um número maior de estados apresentou aumento sobre a mensuração do imposto sobre o etanol: onze unidades federativas terminaram o ano com valores maiores do que os vistos em maio (Acre, Alagoas, Amapá, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Rio Grande do Norte, Rondônia, Roraima, Sergipe e São Paulo).

28 Esta medida de incidência é chamada de alíquota ad rem. Previamente a esta lei, o modelo de recolhimento da alíquota era a ad valorem, que, consistia em um percentual sobre o preço médio de distribuição dos combustíveis nos postos.
29 Monofasia tributária: incidência do tributo em uma única etapa da cadeia de combustíveis. 30 A noventena é um período que, pela Constituição, os entes só podem iniciar a cobrança dos tributos 90 dias após a publicação de sua lei instituinte.
31 É escolhida a data de maio de 2023 por conta do início da vigência da alíquota “ad rem” sobre a gasolina a partir de junho do mesmo ano, conforme exposto nos parágrafos anteriores.

O valor médio “ad rem” de ICMS sobre a gasolina comum, durante o ano de 2023, foi de R$1,12/litro. Embora o etanol hidratado continue no regime “ad valorem”, calculando de forma isonômica o imposto sobre o etanol hidratado, o valor médio correspondente ao ICMS “ad rem” sobre o biocombustível foi de R$ 0,68/litro durante todo o ano de 2023. O Gráfico 23 traz a diferenciação das alíquotas “ad rem” sobre a gasolina e sobre o etanol, vigentes por todo o segundo semestre de 2023. Gráfico 27 - Diferenciação Tributária - ICMS “ad rem” (*) (gasolina C x etanol hidratado) 2023

Fonte: FECOMBUSTIVEIS (2024b) e CONFAZ/MF (2024a e 2024b). (*) Este cálculo foi realizado a partir dos valores “ad rem” divididos pelos últimos PMPF da gasolina em maio de 2023 (último mês de PMPF da gasolina C) e comparados com os valores de ICMS do etanol, obtidos de modo semelhante.
Percebe-se, a partir da visualização do Gráfico 23, que os três estados de maior diferenciação tributária entre etanol e gasolina no período “pré alíquota ad rem”, Minas Gerais, São Paulo e Maranhão, permanecem na liderança de variações entre os dois combustíveis. Por ser uma mudança relativamente recente, ainda não se torna possível a observação de significativa diferenciação na tributação 32 .
A Figura 1 ilustra a relação entre a taxação de ICMS e a competitividade do etanol hidratado nos estados brasileiros em 2023.

32 A periodicidade das alterações do PMPF (Preço Médio Ponderado ao Consumidor Final) se mantém com publicações quinzenais, excluindo os combustíveis gasolina C e diesel, cujo último PMPF foi publicado no final de maio de 2023, conforme (CONFAZ/MF, 2024b). O PMPF se mostra relevante por servir como base de cálculo do ICMS. 14% 13% 11% 10% 9% 9% 9% 8% 7% 6% 5% 3% 3% 2% 1% 1% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% MGMASPBAPRAPRNPAMSDFPIPBPECEACALGOESROAMRRSERSSCRJ Diferenciação 2023

Figura 1 - Alíquota de ICMS do etanol e relação PE/PG por estado em 2023

Fonte: EPE a partir de ANP (2024c), CONFAZ/MF (2024a) e FECOMBUSTÍVEIS (2024b). Em 2023, a relação média PE/PG para o Brasil foi de 68%. O estado de Mato Grosso apresentou uma razão média anual de 62%, permanecendo como a menor do país. Em São Paulo, maior produtor e consumidor 33 , a relação média foi de 67% (a alíquota de ICMS para o etanol foi a terceira menor em âmbito nacional, 12%). Os estados menos competitivos permanecem sendo o Amapá e o Rio Grande do Sul, onde o preço do etanol hidratado atingiu, em média, 103% e 86% do preço da gasolina C, respectivamente; Roraima, apresentando uma relação de 84%, aparece como o terceiro estado com menor vantagem do hidratado. Nos três estados, o preço do derivado fóssil se manteve abaixo daquele registrado pelo biocombustível em todos os meses do ano. O preço médio nacional de 2022 foi de R$ 6,02, enquanto o de 2023, reduziu-se a R$ 5,50. Similarmente para o etanol, o preço médio geral foi de R$ 4,41 em 2022, e caiu para R$ 3,73 em 2023. Tópico especial sobre preços do etanol hidratado Além da relação de preços entre a gasolina C e o etanol hidratado ser um indicativo para nortear o consumidor na escolha entre esses combustíveis, o diferencial de preços também tem relevância. O Gráfico 28 compara a diferença dos preços PG-PE com a produção e o consumo mensal de etanol hidratado.

33 São Paulo representou 38,7% da produção nacional do etanol (anidro e hidratado) e 35,7% do consumo brasileiro de anidro e hidratado em 2023 (MAPA, 2024).

Gráfico 28 - Diferença entre preços gasolina C e hidratado, produção e consumo do EHC – Brasil

Fonte: EPE a partir de ANP (2024c). De acordo com a teoria econômica, os preços de um produto são estabelecidos a partir do equilíbrio entre oferta e demanda. Entretanto, o Gráfico 28 apresenta um grau maior de complexidade por reunir oferta (produção), demanda (consumo) e não o preço do biocombustível, mas a diferença entre o preço da gasolina comum e o preço do etanol hidratado. Sendo o mercado de etanol hidratado formado por milhões de consumidores e apenas milhares de distribuidores e pouco mais de trezentos produtores, o poder da formação de preços tende a estar nas mãos dos últimos. Assim, com as demais condições isoladas, ou “ceteris paribus”, o crescimento da produção leva uma maior quantidade de etanol ao mercado e isto exerce uma pressão baixista nos preços do biocombustível, tendendo a aumentar a diferença PG-PE. Observa-se que leva de um a dois meses para o aumento da produção de hidratado impactar os preços. Especialmente a elevação da produção a partir de abril de 2023 só pressionou os preços de etanol, a partir de junho de 2023. Adiciona-se que o preço da gasolina C aumentou em julho do mesmo ano, conforme observa-se no Gráfico 26. Por outro lado, pela teoria econômica, preços mais baixos atraem maior consumo. Assim, a maior diferença de preços tende a favorecer o consumo de EHC, como mostram os períodos de agosto de 2023 a dezembro de 2023. Em suma, observa-se que uma produção mais elevada estimula a queda do preço do biocombustível, portanto, tende a aumentar a diferença de preços. Por seu turno, a maior diferença de preços PG-PE tende a favorecer o maior consumo de etanol.
Conforme destacado nas subseções sobre o ICMS, os tributos, bem como as margens de distribuição e revenda, representam componentes de destaque na formação do preço do EHC. A Figura 2 apresenta a formação de preços do etanol hidratado para o Brasil na média do ano de 2023. 0,00 0,25 0,50 0,75 1,00 1,25 1,50 1,75 2,00 2,25 2,50 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 R$/litro Bilhões de litros Consumo EHCProdução EHCDif. $

Figura 2 - Formação de preço ao consumidor do etanol hidratado no Brasil em 2023.

Fonte: EPE a partir de ANP (2024c) e CEPEA/ESALQ (2024a). A Figura 2 registra o preço médio do etanol hidratado para o mercado nacional, de R$ 4,43/ litro. A principal parcela desse preço é a do produtor, constituindo cerca de 52% do preço médio final, ou cerca de R$ 2,48/l. Os impostos federais (PIS e Cofins) e o imposto estadual (ICMS) constituíram, respectivamente, cerca de 5% e 16% do preço final, ou de R$ 0,24/l e R$ 0,65/l, na média nacional. Conforme anteriormente mostrado, a margem de distribuição e a margem de revenda representaram, respectivamente, 14% e 15% do preço médio final, isto é, R$ 0,67 e R$0,69 por litro. Comparativamente à estrutura de preços médios da gasolina comum, o etanol hidratado apresenta tributos federais e estadual menores (cerca de 21% para o etanol, comparado a cerca de 35% para a gasolina comum) e margens de revenda e distribuição maiores (aproximadamente 31% para o etanol, e cerca de 16% para o combustível fóssil). Finalmente, a parcela do produtor é maior para o etanol (52% vis-à-vis 35% para a gasolina comum), sendo que para a gasolina C ainda existe o componente da parcela de etanol anidro que representa cerca de 14% do preço final do derivado de petróleo (EPE, 2023; ANP, 2024c; PETROBRAS, 2024b; BRASIL, 2023b). 4. Capacidade de produção e infraestrutura de etanol 4.1. Capacidade produtiva Em 2023, houve a implantação de duas usinas sucroenergéticas, e não ocorreram reativações 34 ou paralisações. Em dezembro, havia 360 35 unidades em operação correspondendo a uma capacidade de moagem efetiva de cerca de 870 milhões de toneladas (MAPA, 2024). Com a moagem de 713 milhões de toneladas, a taxa de ocupação dessa indústria nesse ano foi de 82% dessa capacidade. No que se refere ao etanol de milho, em 2023, havia 24 unidades em operação (sendo 13 full e 11 flex). A capacidade total de processamento foi de 18,3 milhões de toneladas por ano e a de produção de etanol de 7,1 bilhões de litros. Ocorreram quatro implantações nesse ano.

34 Na contabilidade atual são consideradas três unidades produtoras de aguardente e/ou etanol para outros usos. Não estão contempladas as de etanol não derivados de cana e aquelas que paralisaram e retornaram no mesmo ano civil. 35 Nesse total, estão incluídas as unidades de etanol de milho flex. Preço médio BR R$ 4,43 / L

Existem ainda três unidades produtoras de etanol a partir de cereais (exceto milho) e soja, sendo que uma desse tipo entrou em operação durante 2023.
Considerando estes insumos para a produção do etanol, existiam um total de 387 36 unidades produtoras de etanol em dezembro de 2023. O Gráfico 29 mostra o fluxo de unidades produtoras de etanol entre 2005 e 2023. Em relação às usinas de cana, muitas entraram em operação entre 2005 e 2010, entretanto diversas paralisaram suas atividades até 2017. Desde então, houve a reativação de algumas unidades e apenas duas implantações. Estima-se que a capacidade nominal de moagem de cana tenha aumentado cerca de 166 milhões de toneladas em todo o período, considerando as unidades implantadas, desativadas e reativadas. A entrada das usinas de etanol de milho iniciou em 2011 e adquiriu relevância a partir de 2018, em um movimento crescente desde então, tornando-se relevante para a capacidade nacional. Mais recentemente, projetos que utilizam outros cereais, como o trigo, e a soja têm se apresentado como mais uma opção para a oferta do biocombustível. Gráfico 29 – Fluxo de usinas de etanol de cana e milho no Brasil

Nota: Unidades que usam soja e outros cereais como matéria-prima estão contabilizadas junto com as de milho. Fonte: EPE a partir de MAPA (2024) e UNICA (2014). Adicionalmente, havia 19 solicitações 37 para construção de novas usinas, que adicionarão uma capacidade de 6,9 mil m³/dia de anidro e 8,6 mil m³/dia de hidratado. Existiam, ainda, 49 unidades com indicação de ampliação da capacidade de produção desses biocombustíveis (ANP, 2024a). O Gráfico 30 apresenta a evolução da capacidade instalada de produção de etanol no Brasil desde 2014, em que se pode observar um incremento de 51 mil m 3 /dia para o hidratado e 34 mil m 3 /dia para o anidro.

36 Existem ainda, seis unidades de pequeno porte que produzem etanol a partir de arroz, batata, entre outros resíduos. 37 As autorizações contemplam unidades de etanol de cana (cinco, sendo que três já operam produzindo açúcar, etanol para outros e/ou aguardente), milho (onze), trigo (uma), cereais (duas) (ANP, 2024a). 8 24 26 34 21 13 5 2 3 1 2 2 2 2 2 7 3 3 4 1 4 2 -4 -5-5 -19 -20 -17 -15 -11 -15 -1 -2 -1 -1 -2 5 1 5 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 2005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023 Unidades produtoras Implantação (Cana)Reativação (Cana)Fechamento (Cana)Implantação (Milho)

Gráfico 30 - Evolução da capacidade instalada de produção de etanol no Brasil

Fonte: EPE a partir de ANP (2024a). O MAPA realiza o controle das unidades do setor sucroenergético que estão em operação, inclusive as usinas dedicadas à produção de açúcar. Já a ANP controla as unidades que estão aptas a comercializarem o etanol anidro e hidratado, mesmo que não estejam em operação em uma determinada data. As divergências entre os relatórios das duas entidades devem-se aos diferentes objetivos almejados. 4.2. Tancagem Em 2023, o Brasil registrou uma capacidade de tancagem de etanol de 18,3 bilhões de litros, sendo 12,4 bilhões para o hidratado, 5,8 bilhões para o anidro e 65 milhões para outros álcoois. Dentre as regiões, destaca-se a Sudeste com 11,1 bilhões de litros (61%), o que mostra conformidade com os maiores volumes produzidos e consumidos por ela. O Gráfico 31 apresenta a capacidade brasileira de tancagem por tipo de etanol e por região. Gráfico 31 - Capacidade brasileira de tancagem de etanol por região em 2023

Fonte: EPE a partir de ANP (2024a). 106 116 120 128 126 130 129 132 136 140 206 213 219 237 233 237 243 246 251 257 50 100 150 200 250 300 2014201520162017201820192020202120222023 mil m³/dia AnidroHidratado 1,2 3,9 5,8 4,0 0,7 7,1 0,6 12,4 5,1 1,1 0,1 11,1 0,9 18,3 0,0 4,0 8,0 12,0 16,0 20,0 Centro-OesteNordesteNorteSudesteSulBrasil Bilhões de litros Etanol AnidroEtanol HidratadoOutros ÁlcooisTotal

4.3. Dutos A maior parte da distribuição de etanol no Brasil é feita pelo modo rodoviário. No entanto, existem alternativas de transporte com menor emissão de gases de efeito estufa por volume transportado, como os modos dutoviário e ferroviário. A Figura 3 apresenta o sistema integrado de logística para o etanol da Logum, que consiste em polidutos próprios e a utilização de existentes, cuja extensão final será de 1.400 km, com capacidade anual máxima de transporte de até 9 bilhões de litros de etanol (LOGUM, 2023).

Fonte: (LOGUM, 2023b) Figura 3 - Sistema integrado de logística para o etanol Os trechos dos dutos que se encontram em operação são: i. Próprios: Ribeirão Preto (SP) – Paulínia (capacidade operacional de 2,8 bilhões de litros/ano); Uberaba (MG) – Ribeirão Preto (SP) (capacidade operacional de 1,8 bilhão de litros/ano), e Guararema (SP) – Guarulhos (SP) - São Caetano do Sul (SP) – São José dos Campos; ii. Subcontratados: Paulínia (SP) – Barueri (SP); Paulínia (SP) – Rio de Janeiro (RJ). A capacidade de armazenamento dos tanques (volume útil) nos terminais operacionais do sistema é de 617 milhões de litros. Em 2023, o volume de etanol movimentado foi de 4,3 bilhões de litros, 22% a mais do que no ano anterior (LOGUM, 2024). A Logum concluiu em julho de 2023 a da expansão entre Guararema e de São José dos Campos, para atender ao Vale do Paraíba e ao litoral norte de São Paulo. A companhia espera movimentar até 9 bilhões de litros de etanol ao ano até 2030, com seu sistema operacional operando plenamente e implantação de melhorias (UDOP, 2023). 4.4. Portos Em 2023, as transações internacionais de etanol brasileiro se deram majoritariamente por via marítima (99,8% do exportado e 100% do importado). O Porto de Santos – SP representou 89,6% dos volumes exportados, seguido pelo de Paranaguá – PR, com 7,6%, e Rio de Janeiro – RJ, 1,4%. O Porto de Suape – PE (82,3%) foi a principal porta de entrada do etanol importado seguido pelo Porto de Rio Grande – RS (16,8%) (ME, 2024).

Bioeletricidade A geração térmica a biomassa ocupa papel importante no panorama energético nacional. Em 2023, verificou-se um aumento do montante ofertado em 10,1% em comparação a 2022. O bagaço de cana continua sendo o combustível mais utilizado na exportação de energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN), com 74,5% (aumento de 2,5%) seguido de licor negro proveniente da indústria de papel e celulose, com 18,6%, e biogás de resíduos urbanos com 3,6%, conforme será descrito no item 5.2. Em 2023, a participação da energia exportada da cana-de-açúcar na matriz elétrica nacional foi de 3,4%%. As usinas sucroenergéticas injetaram no SIN 2,4 GWméd, 14% superior ao verificado em 2022, alterando o movimento de queda observado até então. O Gráfico 32 apresenta a participação sazonal da biomassa de cana na geração elétrica em 2022/2023. Nota-se a complementariedade com a fonte hídrica, uma vez que o aumento da geração da bioeletricidade ocorre durante a safra, período concomitante ao da estiagem (CCEE, 2024a). Gráfico 32 - Participação da biomassa de cana na geração elétrica

Fonte: EPE a partir de CCEE (2024a). 5.1. Exportação e comercialização de energia Além da autossuficiência energética, as usinas de biomassa de cana se caracterizam pela oferta de energia ao SIN 38 . De acordo com o Gráfico 33, foi observado no período 2015-2023 uma queda nos anos 2021 e 2022 e retornando ao patamar anterior em 2023 na geração de energia elétrica com esta fonte, tendo a parcela relativa ao autoconsumo se mantido estável.

38 As usinas do setor sucroenergético comercializam energia elétrica nos Ambientes de Contratação Regulada (ACR) e Livre (ACL). No ACR, estão concentradas as operações de compra e venda de energia, por meio de licitações em que ocorrem os leilões de energia nova, de reserva (LER) e os de fontes alternativas (LFA). O modelo dos leilões foi estruturado de forma a assegurar maior transparência e competição na comercialização de energia. No ACL, atuam os agentes de geração, de comercialização, de importação, de exportação e os consumidores livres, em contratos bilaterais de compra e venda de energia livremente negociados, não sendo permitida às distribuidoras a aquisição de energia neste mercado. Além disso, há o Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), criado em 2004 (CCEE, 2024a) (ELETROBRÁS, 2018). 0 2 4 6 8 10 12 14 16 0 10 20 30 40 50 60 70 80 jan-21 mar-21 mai-21 jul-21 set-21 nov-21 jan-22 mar-22 mai-22 jul-22 set-22 nov-22 jan-23 mar-23 mai-23 jul-23 set-23 nov-23 GW méd

térmicas a biomassa GW méd Hidráulica (>30 MW) PCHTérmicaEólicaSolar FotovoltaicaTérmica a Biomassa

Gráfico 33 - Autoconsumo e energia exportada pelas usinas de biomassa de cana

Fonte: EPE a partir de CCEE (2024a); EPE (2024a). Dentre as 360 usinas a biomassa de cana-de-açúcar em operação em 2023, 249 comercializaram eletricidade, cinco usinas a mais do que no ano anterior. Das que exportam energia para o SIN, parte atua exclusivamente no ACL (62%) ou no ACR (5%) e o restante (33%) vende em ambos os ambientes de contratação. Mais uma vez se observa a crescente preferência pela comercialização da energia das usinas no ACL, assim como na expansão das fontes renováveis, como eólica e fotovoltaica. Assim como nos últimos anos, observou-se reduzida demanda nos leilões do ACR, especialmente pela baixa demanda das distribuidoras. As novas características do modelo de comercialização de energia têm se pautado na realização de leilões de capacidade e reserva, perfil que não favorece às usinas de bioeletricidade de cana. Um dos principais fatores que podem explicar este movimento é o aumento na geração distribuída e da participação do ACL no conjunto de consumidores. O modelo de negócios anteriormente predominante no setor elétrico estava pautado em grande parte na realização de leilões centralizados de energia. Com a finalidade de aumentar a competitividade das fontes derivadas da biomassa e estimular o crescimento da bioeletricidade na matriz elétrica brasileira, o governo federal promoveu a criação de mecanismos regulatórios e políticas de incentivo, como os leilões específicos. Em 2008, foi realizado o primeiro leilão de energia de reserva (LER 2008), voltado exclusivamente à biomassa. Nesta ocasião, foram contratados mais de 590 MWméd, máximo valor registrado, com início de operação programado para os anos de 2009 e 2012. Até outubro de 2023, as usinas sucroenergéticas possuíam contratos da ordem de 1,7 GW méd . Houve pequenos acréscimos de energia da biomassa nos certames ocorridos nos anos de 2021 e 2022. Para o ano de 2023, não houve certames para aquisição de energia nova no mercado regulado (CCEE, 2024a). O Gráfico 34 destaca o montante exportado para o SIN (ACR e ACL) dessas unidades, o total contratado por modalidade via leilões de energia e a cana processada nos últimos anos. Observa-se que, em 2023, houve aumento de 20% da quantidade de cana processada, cujos detalhes encontram-se no Capítulo 1 desta publicação. Ocorreu também crescimento em 14% da injeção no SIN, o que refletiu na maior participação da biomassa na matriz elétrica. 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,8 1,6 1,6 1,8 2,3 2,4 2,4 2,4 2,6 2,6 2,3 2,1 2,4 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 201520162017201820192020202120222023 GW méd AutoconsumoExportação

Gráfico 34 - Histórico de energia exportada para o SIN e cana processada

Fonte: EPE a partir de CCEE (2024a); MAPA (2024). Em 2023, foi possível observar significativa redução da participação das térmicas no atendimento da carga, comparado com 2022 (MCTI, 2021). O cenário hídrico favorável, representando cerca de 70% da geração elétrica, além da relevante participação da fonte eólica (15% do total) são parte da justificativa. Adiciona-se a expansão da capacidade instalada, com destaque para fontes eólica e solar, representando 69% e 25%, respectivamente, desta expansão que chegou a 20GW, incluído neste montante a geração distribuída. O Gráfico 35 ilustra a injeção mensal de energia no SIN pelas térmicas a biomassa de cana versus o preço do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças 39 ), em valores constantes. No período observado, o PLD manteve-se próximo do valor mínimo por todo o ano, impactado por diversos fatores, tais como: as mudanças observadas no mercado elétrico, as inclusões crescentes de mini e micro GD, o aumento das contratações bilaterais no ambiente de contratação livre (ACL), a estabilidade da demanda elétrica e a grande oferta de fontes renováveis como hídricas e eólicas. Este movimento observado em 2023 é análogo ao observado em 2022, quando o valor do PLD não acompanhou à sazonalidade da geração térmica à biomassa. Os valores estipulados pela CCEE para o PLD no ano de 2023 foram de R$678,3/MWh como limite superior e R$ 69,0/MWh para o valor inferior (aumento de 4,9% e de 23,9%, respectivamente) 40 (CCEE. 2024b). Nos últimos 5 anos o valor do PLD aumentou 38,2%, 5,06% acima da inflação neste mesmo período.

39 Atualizado semanalmente, este parâmetro tem por objetivo encontrar a solução ótima de equilíbrio entre o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, medido em termos da economia esperada pelo uso dos combustíveis nas usinas termelétricas. 40 Os valores limítrofes para o PLD definidos para o ano de 2024 foram de R$716,8/MWh e R$61,07/MWh, um aumento de 5,7% e retração de 11,5%, respectivamente, em relação ao ano anterior. Registra-se o PLD máximo horário de R$1404,77/MWh, 5,9% superior ao registrado em 2022. Para 2024, o máximo valor horário para este indicador é de R$1.470,57 (ANEEL, 2023) (CCEE, 2024b). 480 520 560 600 640 680 720 760 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 2017201820192020202120222023 Milhões de toneladas GW med Leilões de Energia de ReservaLeilões de Energia NovaLeilões de Fonte Alternativa PROINFAEnergia InjetadaCana Processada

Gráfico 35 - Geração térmica a biomassa de cana versus PLD

Nota: O PLD é calculado para os submercados N, NE, S, SE/CO. Neste gráfico, o valor utilizado para comparação do submercado é o referente a SE/CO. Fonte: EPE a partir de CCEE (2024b). As unidades apresentavam um movimento de eficientização de exportação de energia elétrica por tonelada de cana processada, embora tenha se notado uma estagnação recente. Alguns fatores explicam este movimento, e reflexos deste comportamento podem estar relacionados aos montantes financiados por meio das linhas de financiamento do BNDES. Os valores requisitados pelas usinas por meio deste banco para a bioeletricidade têm sido baixos nos últimos anos, sendo de R$ 35,5 milhões em 2023, um aumento em relação a 2022 e 2021, quando apresentaram os menores montantes históricos de R$ 5,9milhões e R$ 34,1mil, respectivamente. No entanto, o valor ainda representa 53,7% do disponibilizado em 2020, R$66,1milhões, e 24,7% em relação a 2019, R$143,4milhões (BNDES, 2024a). 5.2. Bioeletricidade de outras biomassas O último biênio, apresentou aumento da exportação de energia elétrica proveniente da biomassa, impactada principalmente pela elevação de exportação do setor sucroenergético. Em 2023, além dos já mencionados subprodutos da cana-de-açúcar, foram injetados 817 MW méd gerados em empreendimentos que utilizam como combustível insumos provenientes de outras fontes de biomassa, animal ou vegetal, mantendo-se estável em comparação ao ano de 2022 A geração através destas outras biomassas (exclusive cana) representou 1,2% da matriz elétrica em 2023. Destacam-se mais uma vez, a maior participação do licor negro (595,5 MW méd , 73%), em grande parte impulsionado pelo crescimento de produção do setor de celulose nos cinco últimos anos, o biogás (115,4 MW méd , 14%) e os resíduos florestais (50,1 MW méd , 6%). Com menor participação, contribuem o capim elefante, carvão vegetal, casca de arroz, gás de auto forno e lenha. Em 2023, a participação dessas fontes na composição total da energia exportada pelas biomassas no SIN foi de 26%, uma diminuição de 2% em relação ao ano anterior. Embora sua contribuição tenha diminuído em relação a 2022, nos últimos 5 anos foram adicionados cerca de 300 MW méd , conforme ilustra o Gráfico 36. 3,5 3,9 3,8 3,7 3,3 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 jan-22mar-22mai-22jul-22set-22nov-22jan-23mar-23mai-23jul-23set-23nov-23 R$ 2022 /MWh GW méd Térmicas Sucroenergéticas PLD SE/CO

Gráfico 36 - Participação das demais biomassas x cana-de-açúcar

Fonte: EPE a partir de CCEE (2024a). Diferentemente da cana-de-açúcar, que tem uma sazonalidade bem definida, e consequentemente uma variação elevada da energia exportada para o grid, a geração proveniente das demais biomassas pode-se dizer mais controlável e determinística, devido, principalmente, à possibilidade de estocagem do combustível. Note-se que este é um atributo importante para o setor elétrico, contribuindo para o aumento da segurança energética e confiabilidade sistêmica, em um momento de grandes desafios e mudanças estruturais que vêm ocorrendo no parque gerador. 6. Biodiesel Em 2023, foram consumidos 7,5 bilhões de litros de biodiesel no Brasil, aumento de 19% em relação a 2022 (EPE, 2024a). O percentual de adição obrigatória do biodiesel à mistura com o diesel fóssil iniciou o ano em 10% em volume (B10), aumentou para 12% em abril de 2023, mantendo-se neste patamar (CNPE, 2023b). Desde o início do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB) em 2005, já foram produzidos, até dezembro de 2023, mais de 67,5 bilhões de litros deste biocombustível. Comparativamente, o Brasil continua entre os três maiores produtores e consumidores de biodiesel no ranking internacional. O setor nacional de biodiesel registrou um total de 61 usinas produtoras em dezembro de 2023, mantendo a concentração nas regiões Centro-Oeste e Sul do país (ANP, 2024c). 6.1. Evolução do marco regulatório do biodiesel Desde que foi instituído o uso obrigatório do biodiesel na mistura com o diesel fóssil, através da Lei nº 11.097/2005 (BRASIL, 2005), observou-se uma rápida evolução para a adição do biocombustível em maiores teores. O valor inicial foi fixado em 2% em volume, em 2008, alcançando 5% já em 2010, quando o previsto originalmente ocorreria somente em 2013. Nos anos subsequentes, houve a elevação gradual dos percentuais mínimos obrigatórios no diesel B. 2,4 2,4 2,6 2,6 2,3 2,1 2,4 0,47 0,56 0,55 0,55 0,63 0,81 0,82 84% 81% 82% 82% 78% 72% 74% 16% 19% 18% 18% 22% 28% 26% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 2017201820192020202120222023 GW méd Cana injetadaDemais injetadasCanaDemais

Em 2021, o CNPE (Resolução nº 25) decidiu pela manutenção do teor de 10% de biodiesel no diesel B, para todo o ano de 2022, harmonizando-se com os interesses da sociedade, conciliando medidas para a contenção do preço do diesel B com a manutenção da Política Nacional de Biocombustíveis, conferindo previsibilidade, transparência, segurança jurídica e regulatória ao setor. Tal percentual foi mantido até 31 de março de 2023, por meio da Resolução CNPE nº 12/ 2022 (CNPE, 2021b) (CNPE, 2022a). Em março de 2023, a Resolução CNPE n°3/2023 modificou o percentual para 12% a partir do mês de abril de 2023. Em 19 de dezembro deste mesmo ano, a Resolução CNPE n°8 alterou a evolução do percentual de mistura de biodiesel no diesel B estabelecendo o percentual de 14%, a partir de março de 2024, e de 15%, a partir de março de 2025. A evolução dos teores de adição obrigatória de biodiesel ao diesel fóssil está detalhada na Figura 4.

Figura 4 - Evolução do marco legal do biodiesel Fonte: Elaboração própria a partir de EPE (2020). Embora a Lei nº 13.263/2016 já houvesse autorizado o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a elevar o percentual de biodiesel na mistura até o patamar de 15%, desde que obedecidas as condicionantes de aprovação de testes nos motores para esse teor, este patamar só será atingido em março de 2025 (BRASIL, 2016). A Lei nº 11.097/2005 (BRASIL, 2005) apresenta uma definição ampla para o biodiesel, como sendo qualquer combustível derivado de biomassa renovável para uso em motores do ciclo Diesel. Atualmente, encontra-se em vigor a Resolução ANP nº 798/2019 (ANP, 2019), que define a especificação do biocombustível como sendo composto por uma mistura de ésteres de ácidos graxos.
Com o amadurecimento de novas tecnologias, mostrou-se necessário que a regulamentação permitisse incorporar tais avanços, possibilitando o uso de outros combustíveis renováveis oriundos da biomassa em motores de ciclo Diesel, que podem ser adicionados ao diesel fóssil para compor a mistura do diesel B. Assim, a Resolução ANP nº 842/2021 (ANP, 2021a) estabelece a especificação do diesel verde, bem como as obrigações quanto ao controle da qualidade a serem atendidas pelos agentes econômicos que o comercializem em território nacional, o que abre a possibilidade de novos biocombustíveis comporem a mistura com o diesel A. Desde 2007 até o fim do ano de 2021, a comercialização do biodiesel ocorreu por meio de leilões públicos organizados pela ANP. A partir de janeiro de 2022 a sistemática de comercialização deste biocombustível no mercado nacional foi alterada, por meio da Resolução CNPE n o 14/ 2020. O normativo definiu que não haveria mais leilões de biodiesel, sendo que a comercialização se daria diretamente entre produtores e distribuidores (CNPE, 2020), cuja relação está regulamentada na Resolução ANP n.º 857/21 (ANP, 2021b). O Gráfico 37 apresenta os preços médios do biodiesel e do diesel A. Lei 11.097 B2 | Janeiro B3 | Julho Lei 11.097 B4 | Julho Lei 11.097 B5 | Janeiro Lei 13.033 B6 | Julho B7 | Novembro Lei 13.263 B8 | Março Lei 13.263 B10 | Março Lei 13.263 B11 | Setembro Lei 13.263 B12 | Março B10 | Setembro B11 | Novembro Lei 13.263 B13 | Março B10 | Maio B12 | Setembro B10 | Novembro 2008 2010 2017 2019 2021 2009 2014 2018 2020 2022 B10 | Janeiro Res. CNPE 25/2021 2024 B14 | Março Res. CNPE 08/2023 2023 B12 | Abril Res. CNPE 03/2023 2025 B15 | Abril Res. CNPE 08/2023

Gráfico 37 - Preços médios - biodiesel e diesel sem ICMS

Fonte: EPE a partir de ANP ( 2024g). A Resolução CNPE n°3/ 2015 (CNPE, 2015), definiu as diretrizes para autorizar a comercialização e o uso voluntário de biodiesel, em quantidade superior ao percentual de sua adição obrigatória ao óleo diesel 41 . Essas regras para o biodiesel autorizativo, têm como objetivo aproveitar e estimular as condições que podem torná-lo competitivo frente ao óleo diesel, principalmente em regiões distantes de refinarias de petróleo e com abundância de capacidade produtiva. Com o objetivo de descarbonizar suas operações logísticas, algumas empresas têm utilizado o biodiesel puro (B100) como substituto ao diesel fóssil, tanto em caminhões da frota própria (BIODIESELBR, 2024a; BIODIESELBR, 2024b) como em embarcações fluviais (ANP, 2024j). Há também iniciativas para o uso do biocombustível no transporte marítimo adicionado a combustíveis fósseis (BIODIESELBR, 2024c). 6.2. Capacidade instalada e produção regional Segundo dados da ANP, em dezembro de 2023, a capacidade instalada correspondeu a 14,6 bilhões de litros, dividida entre as 61 usinas produtoras autorizadas, sendo que 53 detinham o Selo Biocombustível Social (SBS). O Gráfico 38 apresenta a capacidade autorizada anual, com distinção para as usinas que possuem o SBS, assim como o consumo anual, demonstrando o efeito de sobrecapacidade desde 2008 (ANP, 2024f). Observa-se que a produção deste biocombustível, em 2023, correspondeu a 52,4 % da capacidade instalada no país.

41 Os percentuais máximos, em volume, de adição de biodiesel ao óleo diesel são: 20% em frotas cativas ou consumidores rodoviários atendidos por ponto de abastecimento; 30% no transporte ferroviário; 30% no uso agrícola e industrial; e 100% no uso experimental, específico ou em demais aplicações (CNPE, 2015). 4,3 4,1 3,6 4,3 4,0 2,6 3,3 3,8 5,8 4,2 5,9 5,2 5,2 3,1 3,1 4,2 3,9 4,7 4,8 4,6 5,4 6,7 7,3 5,4 6,5 6,5 7,7 7,4 6,3 6,2 4,5 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 janabrjuloutjanabrjuloutjanabrjuloutjanabrjuloutjanabrjuloutjanabrjuloutjanabrjulout 5354555657585960616263646566676869707172737576777879808182 2017201820192020202120222023 R$ (dez/23) milhares/m³ Preço do diesel na refinaria (sem ICMS)Preço do biodiesel no leilão Preço do biodiesel - negociação livre

Gráfico 38 - Capacidade Nominal Autorizada e Consumo de Biodiesel em 2023

Nota: O Selo Biocombustível Social (SBS) é uma distinção conferida às empresas produtoras de biodiesel que utilizam, em sua cadeia produtiva, produtos oriundos da agricultura familiar. O objetivo é a garantia de renda e estímulo à inclusão social das famílias produtoras. As empresas produtoras de biodiesel e detentoras do SBS são beneficiadas com o acesso a melhores condições de financiamento junto às instituições financeiras. Fonte: EPE a partir de EPE (2023a); ANP (2024f). A disponibilidade das principais matérias-primas, soja e sebo, nas regiões Centro Oeste e Sul, faz com que essas regiões sejam as maiores produtoras de biodiesel. Em contraste, o maior consumo se concentra na região Sudeste. O Gráfico 39 apresenta a produção regionalizada de biodiesel em 2023, com maior concentração da produção nas regiões e Sul (41,8 %) Centro-Oeste (40,3 %) do país. Gráfico 39 - Produção regional de Biodiesel em 2023

Fonte: EPE a partir de ANP (2024af). O panorama observado acima pode sofrer alterações nos próximos anos em função das mudanças propostas pela Resolução CNPE nº 03/2023 (CNPE, 2023a), que estabelece que as aquisições de biodiesel a partir do Programa Selo Biocombustível Social, oriundas das regiões Norte, Nordeste e do Semiárido, sejam no somatório de, pelo menos, 10% em 2024, 15% em 2025 e 20% em 2026. 7,9 7,6 7,3 7,5 7,6 8,5 9,3 10,4 12,3 13,7 14,6 2,9 3,4 3,9 3,8 4,3 5,4 5,9 6,4 6,8 6,2 7,5 00 02 04 06 08 10 12 14 16 20132014201520162017201820192020202120222023 Bilhões de litros c/ SCSsem SCSTOTALConsumo 40,3% 8,3% 3,8% 5,8% 41,8% (%) REGIÃO CENTRO-OESTEREGIÃO NORDESTEREGIÃO NORTEREGIÃO SUDESTEREGIÃO SUL

Em relação à 2022, ocorreu um aumento da produção de diesel A pelo parque nacional em 3,8% e uma diminuição de 9,0 % na importação líquida. Verifica-se, ainda, que a produção do biocombustível teve um aumento de 20,3% em relação ao ano anterior, em consequência da associação de dois fatores: o aumento do percentual mandatório e o crescimento da demanda do ciclo diesel. O Gráfico 40 mostra a evolução da produção e importação de diesel A e a oferta de biodiesel.
Gráfico 40 - Oferta de diesel A e produção de biodiesel

Fonte: EPE, a partir de EPE (2024a). 6.3. Matéria-prima para o biodiesel Conforme pode ser visto pelo Gráfico 41, o óleo de soja figurou como o insumo mais importante para a produção de biodiesel no ano 2023, 5,2 bilhões de litros (+23,8%), correspondente a 69,2%, seguido diretamente por outros materiais graxos com 16,3%. O sebo bovino aparece com 5,9%, o óleo de palma com 2,5% e insumos variados representando 6,2%. Dentre esses últimos, aparecem óleo de fritura usado, gordura de frango, gordura de porco e outros (ANP, 2024f). Gráfico 41 - Participação de matérias-primas para a produção de biodiesel em 2023

Fonte: EPE a partir de ANP (2024f). 81% 78% 83% 80% 71% 73% 69% 70% 68% 69% 68% 15% 16% 10% 14% 22% 18% 21% 19% 22% 21% 21% 5% 5% 7% 7% 8% 9% 10% 11% 11% 10% 11% 0 10 20 30 40 50 60 70 80 20132014201520162017201820192020202120222023 Milhões de m³ Produção de dieselImportação Líquida de dieselProdução de biodiesel 69,15% 16,33% 6,20% 5,85% 2,48% Óleo de SojaMateriais graxosOutrasGordura BovinaPalma/Dendê

Dada a trajetória apresentada ao longo dos últimos anos, a tendência é que a soja permaneça por um longo período em destaque entre os insumos usados na produção do biodiesel. Em face da necessidade de atendimento aos aumentos previstos nos percentuais mandatórios, que contribuirão para uma maior renovabilidade da matriz energética brasileira, verifica-se a necessidade de incentivos à diversificação do mix de insumos (ANP, 2024f) (EPE, 2023). Tal como ocorreu com o sebo bovino, acredita-se que a variedade de materiais graxos, como o óleo de dendê e os óleos residuais, também possa ter destaque no longo prazo.
A safra de soja em grãos no Brasil foi de 158,7 milhões de toneladas em 2023 (129,9 milhões em 2022), representando um aumento de 22,2% comparado ao ano anterior. Já a produção de óleo de soja foi de 10,8 milhões de toneladas, expressando um acréscimo de 9,1%. O processamento doméstico cresceu 5,5% em comparação a 2022 (ABIOVE, 2024). A capacidade de processamento de soja foi 69 milhões de toneladas anuais, com um acréscimo de 4,5 %, segundo a Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (ABIOVE, 2024). Pelo fato de a legislação em vigor privilegiar a exportação do grão, essa indústria opera com ociosidade. A Tabela 2 resume a situação do complexo da soja nos anos 2022 e 2023. Tabela 2 - Complexo soja 42

Milhões de toneladas 2022 2023 ∆ % (2022-2023) Produção de soja 129,9 158,7 22,2% Capacidade instalada de processamento de soja 66 69 4,5% Exportação de soja em grão 78,7 101,9 29,5% Soja processada 50,9 53,7 5,5% Farelo de soja produzido 39,2 41,1 4,8% Óleo de soja produzido 9,9 10,8 9,1% Exportação de óleo de soja 2,6 2,3 -11,5% Consumo de óleo de soja para biodiesel 3,9 4,8 23,1% Consumo de óleo alimentício e outros 3,4 3,7 8,8% Nota: A densidade considerada para o óleo de soja foi 0,92 kg/l. Fonte: ABIOVE (2024) e ANP (2024f). O Gráfico 42 ilustra o comportamento do mercado de óleo de soja brasileiro desde 2013.

42 Os valores referentes ao consumo interno de “soja semente” e outros fins não foram considerados.

Gráfico 42 - Mercado de óleo de soja

Nota 1: O consumo interno compreende o óleo para biodiesel, alimentício e outros usos. Fonte: EPE a partir de ABIOVE (2024). Segundo a ABIOVE, a produção mássica de óleo de soja entre 2013 e 2023 aumentou 52%. Este crescimento é muito inferior àquele destinado à obtenção do biodiesel, que, em valores absolutos, saiu de 2,0 milhões para 4,8 milhões de toneladas, aumento de 140% neste mesmo período. As exportações de óleo de soja apresentaram no ano de 2023 uma queda de 11,5% em relação a 2022, devido ao maior uso interno para obtenção de biodiesel (ABIOVE, 2024). 6.4. Coprodutos do biodiesel A glicerina bruta é um coproduto da cadeia do biodiesel, que corresponde a aproximadamente 10% em massa do biocombustível produzido. Em 2023, estima-se que tenham sido produzidas 680 mil toneladas. Já a sua exportação total foi 16,6% superior em relação ao ano anterior, conforme mostra o Gráfico 43. A receita obtida com a exportação de glicerina bruta foi de US$ 97,1 milhões de dólares, 52,9% menor do que foi obtido em 2022. O glicerol é uma classificação para a glicerina refinada, que tem melhores preços no mercado internacional que a glicerina bruta. O número de usinas que estão instalando equipamentos para sua purificação, visando melhores receitas, tem aumentado continuamente. A exportação de glicerol que vinha crescendo desde 2013, decresceu em 2022 e manteve a tendência em 2023 totalizando 118,4 mil toneladas, queda de 10,3%. A receita somou US$ 61,6 milhões de dólares, queda de 62% em relação à 2022 (ME, 2024). A China continua como o maior destino das exportações, sendo 87 % da glicerina bruta e 35% do glicerol (ME, 2024). 7,1 10,8 1,4 2,3 5,7 8,5 2,0 4,8 0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 20132014201520162017201820192020202120222023 milhões de toneladas ProduçãoExportaçãoConsumo internoUso p/ biodiesel

Gráfico 43 - Exportação de glicerina e glicerol

Fonte: ME (2024). 6.5. Metanol O metanol é um insumo fundamental para a obtenção do biodiesel produzido pelo processo de esterificação/transesterificação. Os EUA concentram a produção mundial devido aos baixos preços do gás natural, que é a matéria-prima básica em seu processo produtivo. O Brasil importou 767,1 mil toneladas deste insumo em 2023 para a produção de biodiesel, sendo a maior parte oriunda de Trinidad e Tobago, Venezuela e Estados Unidos. O Gráfico 44 mostra a quantidade de metanol importado exclusivamente para a produção de biodiesel e o dispêndio resultante. O total em 2023 foi 36,3% maior que em 2022 e o desembolso totalizou US$ 264 milhões de dólares (11,8% menor que 2022) (ANP, 2024e) (ME, 2024). O metanol é uma commodity e, portanto, tem seu preço de venda determinado pela interação entre oferta e demanda no mercado mundial. Este fator se configura como um ponto de atenção para o desenvolvimento de uma futura produção nacional.
Gráfico 44 - Importação de metanol para biodiesel

Fonte: EPE a partir de ANP (2024f) e ME (2024). 292283328346354448 82 123 144 141 132 118 206 97 163 62 0 50 100 150 200 250 0 100 200 300 400 500 201220132014201520162017201820192020202120222023 US$ milhões 1.000 ton GlicerinaGlicerolGlicerina - receitaGlicerol - receita 379,0493,2515,2562,2601,6562,8767,1 116 192 164 131 211 299 264 0 50 100 150 200 250 300 350 0 120 240 360 480 600 720 840 201220132014201520162017201820192020202120222023 mil toneladas US$ milhões (FOB) ImportaçãoDispêndio

Biogás Cada vez mais relevante no cenário energético nacional, o biogás segue aumentando a sua participação na oferta interna de energia. De 2022 para 2023, a contribuição do biogás passou de 438 mil toneladas equivalentes de petróleo (tep) para 460 mil tep, tendo partido de apenas 14 mil tep em 2010 (EPE, 2024). Para os próximos anos, as perspectivas positivas para a fonte se mantêm, fundamentadas nos avanços regulatórios e na visibilidade em políticas públicas que melhoram seu destaque. Essas perspectivas se concretizam nas indicações de novas unidades de produção em construção e sinais de interesse do lado da demanda por agentes que procuram a descarbonização de suas atividades. O biogás é um combustível versátil, que pode ser utilizado localmente como fonte de energia térmica e para a geração distribuída de energia elétrica. Por sua vez, seu tratamento pode gerar um biocombustível padronizado denominado biometano, que é definido como o “biocombustível gasoso constituído essencialmente de metano, derivado da purificação do biogás”, cuja qualidade é regulada pela ANP (ANP, 2022a; ANP, 2022b). Cumprindo os requisitos estabelecidos pela Agência, ele passa a ser intercambiável com o gás natural – o que significa que pode substituir ou ser misturado a esse combustível em quaisquer proporções. Essa possibilidade abre um mercado amplo a ser explorado pelo biocombustível, além de permitir seu escoamento pela malha de gasodutos e outras soluções de entrega vinculadas originalmente ao gás de origem fóssil.
De forma análoga a outros biocombustíveis, o biometano pode ser utilizado no setor de transportes. Portanto, para este documento, interessam principalmente o biometano e todo o biogás produzido internamente ao processo de produção de outros biocombustíveis, como no setor sucroenergético. 7.1. Biogás no setor elétrico A geração de energia elétrica a partir do biogás se divide principalmente entre as plantas de micro ou minigeração distribuída e aquelas detentoras de registro ou autorização pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
A micro e minigeração distribuída se caracteriza pelo sistema de compensação de energia elétrica, regulamentado inicialmente pela ANEEL na Resolução Normativa nº 482 de 2012. Sob esse sistema, que permite a geração de créditos para abatimento do consumo, as primeiras plantas de biogás surgiram em 2014. Até o final de 2023, havia 131 MW de potência instalada a biogás em 508 unidades geradoras, somando as diferentes matérias-primas – resíduos animais, resíduos urbanos, agroindústria e floresta. Em relação a 2022, foram adicionadas 59 novas unidades com capacidade total de 13,2 MW (ANEEL, 2024a).
O sistema de compensação contempla o maior número de usinas a biogás, mas as regras limitam a capacidade instalada a 5 MW. Por outro lado, em geral, as usinas não enquadradas no sistema de compensação são de maior porte. Em 2023, segundo o Sistema de Informações de Geração da ANEEL – SIGA, o biogás terminou o ano com 51 usinas em operação com registro ou autorização 43 , totalizando 233 MW de capacidade fiscalizada. A maior parte dessa capacidade, correspondente a 193 MW, usa biogás de resíduos sólidos urbanos como combustível (ANEEL, 2024b).

43 As unidades cadastradas na ANEEL, somam 559 plantas de biogás para a geração de energia elétrica no Brasil, com 364 MW de capacidade instalada. Cabe notar que o CIBiogás (CIBIOGAS, 2024) realiza levantamento próprio das

7.2. Biometano Ao longo do ano de 2023, apenas uma usina adquiriu autorização da ANP para produzir biometano adicionando 30.000 Nm³/dia à capacidade nacional (ANP, 2024i). Ao final do ano, atingiu- se seis usinas detentoras de autorização da Agência 44 , correspondendo a uma capacidade total de produção de 417.113 Nm³/ dia. Cerca de 75% dessa capacidade estava concentrada em duas usinas, ambas com produção a partir de resíduos urbanos, matéria-prima de cinco das seis usinas autorizadas, conforme Tabela 3.
Tabela 3 . Plantas de biometano com autorização de operação na ANP, RenovaBio e REIDI. Empresa Município U F Capacidade [Nm³/dia] Matéria-prima RenovaBio – NEEA [gCO 2 eq/MJ] COCAL ENERGIA Narandiba SP 27.112,8 Agrossilvopastoris e comerciais 75,66 ENGEP AMBIENTAL Jambeiro SP 30.000 RSU em aterro sanitário Não GÁS VERDE Seropédica RJ 204.000 RSU em aterro sanitário 76,73 GNR DOIS ARCOS São Pedro da Aldeia RJ 16.000 RSU em aterro sanitário 78,97 GNR FORTALEZA Caucaia CE 110.000 RSU em aterro sanitário 80,77 METAGÁS BIOGÁS São Paulo SP 30.000 RSU em aterro sanitário Não Total (em operação) 417.113
Notas: Marcação em verde referente à usina do setor sucroenergético. Situação: junho de 2024. Fontes: ANP (2024b); ANP (2024i) Em junho de 2024, 24 usinas estavam com o processo de autorização em andamento, todas elas categorizadas como construção de nova instalação. Caso efetivadas, essas usinas somariam 1.137.956 Nm³/dia à capacidade nacional de produção de biometano (ANP, 2024i). A Figura 3 apresenta as plantas produtoras de biometano classificadas por tipo de autorização e matéria-prima.

plantas de biogás no país. Referente ao ano de 2023, o Centro apontou 1184 unidades de geração elétrica, reunindo também plantas que têm operação isolada. Além destas plantas e das de biometano, são registradas outras 128 plantas que utilizam o biogás como fonte de energia térmica e 6 para energia mecânica.
44 Os registros do CIBiogás (CIBIOGAS, 2024), referentes a 2023, apontavam 50 plantas de biometano, 6 delas com autorização de operação da ANP, 21 em processo de autorização e 23 em operação não comercial, contemplando a produção do biocombustível para autoconsumo.

Fonte: EPE a partir de ANP (2024) Figura 5 – Plantas produtoras de Biometano Das seis plantas autorizadas pela ANP, quatro tinham certificado vigente no RenovaBio em junho de 2024, representando 86% da capacidade de produção. Desses certificados, um foi obtido em 2021, enquanto os outros três se referem a recertificação, sendo uma de 2023 e duas de 2024 (ANP, 2024b). Considerando-se o RenovaBio, na média, o biometano detém a melhor nota de eficiência energético-ambiental dentre os biocombustíveis, rendendo mais CBIOs por megajoule (MJ) comercializado que o etanol ou o biodiesel. A NEEA (nota de eficiência energética ambiental) média dos quatro certificados vigentes é de 78,0 gCO 2 e/MJ. Todos as plantas têm 100% de volume elegível para a geração de CBIO, característica única entre os biocombustíveis que participam deste programa (ANP, 2024b). Adotando a nota média de 78,0 gCO 2 e/MJ, calcula-se que o RenovaBio pode gerar uma receita adicional de cerca de R$ 0,32 por Nm³ de biometano, considerando o preço do CBIO em R$ 113,67 45 .
7.3. Setor sucroenergético O setor sucroenergético é singular para o desenvolvimento do biogás no Brasil, devido ao elevado potencial de produção a partir dos resíduos do processamento e da colheita da cana-de- açúcar. Nas usinas de cana podem ser instaladas plantas de grande porte, com diferentes modelos de negócio para o aproveitamento do biogás. Isso se deve à sua flexibilidade intrínseca, bem como às opções disponíveis no contexto de uma usina.

45 Assumiu-se o preço do CBIO em R$ 113,67, que foi o valor médio registrado em 2023, e uma concentração de CH 4 no biometano de 96,5%. Foram desconsiderados impostos e outros custos para o produtor.

Entre os modelos em operação há projetos de geração elétrica a partir do biogás, incluindo uma planta sob contrato obtido em leilão do ambiente regulado. Em alguns casos, a geração de energia elétrica é combinada à produção de biometano dentro da mesma usina.
Produzindo biometano, a única planta autorizada pela ANP no setor sucroenergético opera conectada a um gasoduto dedicado, construído com o propósito de fornecer o biocombustível a uma região distante da malha integrada de gás natural. Por sua vez, a opção de injeção do biometano na malha preexistente também deve se tornar realidade. Há uma planta aguardando autorização de operação cujo fornecimento está contratado por unidades industriais via mercado livre, ambiente caracterizado pela negociação direta entre produtores e consumidores de gás. Esses contratos devem estar em conformidade com a regulação estadual.
Um dos usos alternativos do biogás com potenciais benefícios ambientais e financeiros para o setor sucroenergético seria sua purificação e a utilização como biometano em substituição ao diesel consumido em caminhões e máquinas agrícolas. Esse modelo está previsto para unidades de produção de biometano em construção, e sua disseminação passa pelo amadurecimento do uso de veículos movidos a gás e sua adequação às atividades do setor. 7.4. Regulação e políticas públicas O ambiente regulatório e de políticas públicas relacionado ao biogás e o biometano passou por avanços importantes nos anos recentes. A edição de 2023 deste documento (EPE, 2023) revisita alguns dos marcos relevantes para o desenvolvimento do setor, incluindo resoluções de qualidade do biometano estabelecidas pela ANP, medidas federais direcionadas ao biometano ou que o contemplam, e iniciativas estaduais que incluem o papel das agências reguladoras e das concessionárias de gás canalizado.
Para as concessionárias, a chamada pública segue sendo adotada como instrumento para fomentar o biometano e viabilizar a contratação de suprimento renovável (EPE; CIBIOGÁS, 2023). Entre 2023 e o início de 2024, foram anunciados resultados de chamadas anteriores e publicados novos editais, incluindo das distribuidoras de gás dos estados de Minas Gerais, Sergipe e do Paraná (COPERGÁS, 2023; GASMIG, 2023; SERGAS, 2024). Divulgando o recebimento de 14 propostas de suprimento de 10 empresas, a concessionária paranaense repetiu sua própria experiência de 2022, quando a chamada pública exclusiva para o biometano recebeu 22 propostas de 12 supridores (AEN- PR, 2023; 2024). Nesse período, a concessionária do Rio Grande do Sul e uma das empresas que operam no estado de São Paulo realizaram chamadas públicas de suprimento abertas para o gás natural e para o biometano (SULGÁS, 2023; COMGÁS, 2024).
No âmbito federal, na frente tributária, nota-se a grande adesão dos produtores em solicitar o enquadramento de seus projetos no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI, que os desonera ao suspender a incidência de PIS e COFINS sobre receitas decorrentes de determinadas aquisições destinadas à realização das obras. Desde a abertura do incentivo à produção de biometano, ao menos 15 projetos já obtiveram aprovação, reduzindo o montante de investimento inicial (MME, 2022; BRASIL, 2024). A Tabela 4 apresenta a segmentação por estado da nova capacidade de produção, destacando os projetos que aderiram ao REIDI.

Tabela 4 – Capacidade produtiva de biometano, em construção, solicitantes ao REIDI REIDI Capacidade [Nm³/dia] BA ES GO MG MS MT PE PR RS SC SP Total Sim

21.620 30.000

27.600 162.000 31.200 106.000 35.760 277.296 691.476 Não Identificado 55.000 25.000

10.800 14.400

17.000 10.000 13.440 300.840 446.480 Total 55.000 25.000 21.620 40.800 14.400 27.600 162.000 48.200 116.000 49.200 578.136 1.137.956 Fonte: ANP (2024i), BRASIL (2024) Em termos de financiamento, o setor mantém o acesso a condições vantajosas. Por meio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, projetos de biogás no setor sucroenergético vêm conseguindo captar recursos do Fundo Clima.
O ano de 2023 também foi marcado pela criação do Grupo de Trabalho do Programa Gás para Empregar, que foi dividido em cinco Comitês. O Comitê 5 tem o título “Papel do gás natural na transição energética”, e uma de suas duas frentes de trabalho é “promover estratégias que contribuam para que os investimentos em gás natural sejam consistentes e reduzam o custo final da transição energética, e sejam investimentos resilientes”. Integrar a oferta de biometano é parte fundamental para cumprir esses objetivos e o Comitê propõe contemplar as sinergias com o mercado de gás. 8. Mercado internacional de biocombustíveis Em 2023, a produção global de etanol combustível alcançou 112 bilhões de litros, um aumento de 5% em relação a 2022 (107 bilhões de litros). Os dois principais atores do mercado, Brasil e Estados Unidos, continuaram com alta participação, com 81% da produção mundial do biocombustível (RFA, 2024). Neste ano, o Brasil exportou 2,7 bilhões de litros (8% a mais do que em 2022) enquanto as importações foram de 0,1 bilhão de litros (67% a menos do que em 2022) (Gráfico 45), resultando em uma exportação líquida de 2,2 bilhões de litros. Os principais destinos do etanol exportado foram: Coreia do Sul (868,2 milhões de litros – 32,7%), Países Baixos (624,4 milhões de litros – 23,5%), Estados Unidos (443,1 milhões – 16,7%) e Filipinas (113 milhões – 5,5%). (ME, 2024). Gráfico 45 - Exportações e importações brasileiras de etanol – 2012 a 2023

Fonte: EPE a partir de (ME, 2024). 3,1 2,9 1,4 1,9 1,8 1,4 1,7 2,0 2,7 1,9 2,5 2,7 1,5 1,0 0,4 0,3 0,1 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 201220132014201520162017201820192020202120222023 bilhões de litros ExportaçãoImportação

A partir de agosto de 2017, por meio da Resolução CAMEX nº 72 (ME, 2017) e da Portaria nº°547 (ME, 2019), os volumes importados de etanol combustível, até um limite estabelecido (quota), foram isentos da alíquota de importação (20%) até agosto de 2020, sendo estendido para dezembro do mesmo ano. Ao final de 2020, a alíquota de importação voltou a incidir sobre todo o volume importado, permanecendo até 31 de dezembro de 2021. Em 22 de março de 2022, o governo, por meio da Resolução GECEX Nº 317, voltou a estabelecer uma isenção de alíquota de importação (18%), desta vez, para todo o etanol importado, medida vigente até 31 de dezembro do mesmo ano (ME, 2022). Ao final de dezembro de 2022, a Câmara de Comércio decidiu não renovar a isenção do imposto de importação. Portanto, a partir de 2023, a tarifa de importação do etanol passou a ser 16%, conforme a Resolução Gecex nº 353, de 23 de maio de 2022, mantendo-se até 31 de dezembro de 2023. Após essa data, a alíquota retornou a 18% (DIÁRIO DO COMÉRCIO, 2023). O Gráfico 46 mostra as exportações e importações mensais de etanol ao longo dos anos de 2022 e 2023. Gráfico 46 - Exportações e importações mensais de etanol – 2022 a 2023

Fonte: EPE a partir de ME (2024) Destaca-se que empresas brasileiras produtoras de etanol têm buscado novas oportunidades no mercado internacional, tendo em vista as demandas para a produção do combustível sustentável de aviação a partir do etanol em outros países. Por meio da Certificação Internacional de Sustentabilidade e Carbono (ISCC) 46 , que atesta que o processo de produção atende aos requisitos internacionais para a produção e fornecimento de etanol para fabricação de SAF, as empresas conseguem acessar esse mercado restrito, o que pode ampliar as exportações deste biocombustível para os próximos anos (NOVACANA, 2024d).

46 A certificação ISCC é um sistema global que abrange toda a cadeia de valor dos biocombustíveis, desde o cultivo da biomassa até o consumo final. O objetivo é garantir que os biocombustíveis sejam produzidos de forma sustentável, respeitando os critérios sociais, ambientais e econômicos (ISCC, 2024). -200 -100 0 100 200 300 400 jan-22 fev-22 mar-22 abr-22 mai-22 jun-22 jul-22 ago-22 set-22 out-22 nov-22 dez-22 jan-23 fev-23 mar-23 abr-23 mai-23 jun-23 jul-23 ago-23 set-23 out-23 nov-23 dez-23 Mlihões de litros ExportaçãoImportaçãoExp. Líquida

Em dezembro de 2023, representantes do governo brasileiro e do setor privado participaram do Seminário Brasil-Japão sobre Combustível Sustentável de Aviação, em Tóquio, para discutir a descarbonização do setor aéreo (UNICA, 2023). Como resultado, houve o estabelecimento de um compromisso para impulsionar a troca de experiências sobre o tema e o desenvolvimento do mercado internacional, além de discutir iniciativas conjuntas relacionadas à aceleração da descarbonização do setor de aviação (MRE, 2024). O Japão tem uma das metas mais ambiciosas para a implementação de SAF, estabelecendo o uso de 10% em voos internacionais em seus aeroportos até 2030. Em relação ao biodiesel, o comércio mundial manteve-se concentrado entre a Europa, Argentina e Estados Unidos, sem participação relevante do Brasil nos volumes transacionados. Neste ano, o país exportou 114 milhões de litros e importou três milhões de litros de biodiesel (ME, 2024). 8.1. Estados Unidos Em 2023, o país produziu 59,1 bilhões de litros de etanol combustível (aumento de 2,0% em relação a 2022), 54,0 bilhões destinados ao mercado interno (EIA, 2024a). Sua demanda, vinculada à de gasolina pela mistura E10, tem se mantido estável, em torno dos 50 bilhões de litros, com os excedentes sendo destinados ao mercado externo (EIA, 2024b). Neste ano, as exportações de etanol do país totalizaram 5,4 bilhões de litros, aumento de 6,1% em relação a 2022. Os principais destinos foram: Canadá (44,7%), Reino Unido (11,2%), Países Baixos (8,0%), Coréia do Sul (6,6%) e Índia (6,5%). Ao contrário dos anos anteriores, o Brasil representou menos de 1,0% das exportações estadunidenses, com apenas 0,5 milhão de litros importados (EIA, 2024b). Em relação à importação, foram 0,4 bilhão de litros advindos do Brasil, uma queda de 7% em relação a 2022 (ME, 2024). Os Estados Unidos utilizam o biodiesel majoritariamente na mistura B20 47 . Em 2023, foram produzidos 6,4 bilhões de litros e consumidos 7,3 bilhões, com uma importação líquida de 0,9 bilhão de litros (EIA, 2024a). A EPA (Environment Protection Agency - Agência de Proteção Ambiental) é responsável por determinar os volumes obrigatórios da RFS (Renewable Fuel Standard) a cada ano, alterando-os em relação aos valores originais. Em 1º de dezembro de 2022, a agência divulgou os volumes prévios da RFS para os anos de 2023, 2024 e 2025 (EPA, 2023). Além disso, a agência propôs a criação de uma categoria nova de Renewable Identification Number (RIN) gerados a partir da eletricidade renovável que é utilizada em veículos elétricos. Segundo esta, a geração de e-RINs seria baseada na quantidade de eletricidade renovável consumida pelos veículos elétricos e os próprios fabricantes seriam os responsáveis pela geração dos créditos, através de contratos de geração e inserção de eletricidade produzida de biogás, com produtores qualificados (EPA, 2023). Em maio de 2023, uma alteração fora proposta para alterar as regras associadas aos e-RINs, fazendo com que os créditos fossem gerados pelos produtores de bioeletricidade ao invés dos fabricantes de veículos (ETHANOL PRODUCER, 2023).

47 Misturas B20 e de menores teores podem ser usadas em motores correntes, sem modificações, devendo apenas atender as especificações da ASTM D7467. Misturas de maior teor, até a B100, são muito menos utilizadas devido à falta de incentivos regulatórios e exigência de equipamentos especiais tanto no armazenamento quanto nos próprios motores (EERE, 2023).

Em 21 de junho de 2023, a proposta de alteração de volumes de 2023 a 2025 foi oficializada na regra final, segundo a Tabela 5. Nesta alteração, os e-RINs acabaram não sendo incluídos, ficando a EPA comprometida em avaliar melhor os mecanismos para geração e inserção destes créditos no sistema (EPA, 2023). Tabela 5 - Volumes de biocombustíveis da RFS para o período 2023-2025 (bilhões de litros) Combustíveis 2023 2024 2025 Biocombustíveis celulósicos 3,18 4,13 5,22 Diesel de biomassa 10,67 11,51 12,68 Biocombustíveis avançados 22,49 24,76 27,75 Combustíveis renováveis 80,2 81,54 84,53 Fonte: EPA (2023). Em agosto de 2022, foi sancionado o Ato de Redução da Inflação (Inflation Reduction Act – IRA) que visa reduzir o déficit orçamentário do Governo Americano e, assim, conter a inflação, através de uma frente ampla de ações visando diminuir os custos de saúde, financiar a receita federal e atuar contra a mudança climática. Neste último segmento, a lei representa o maior investimento já feito na história do país, direcionando aproximadamente US$400 bilhões em fundos diretos para projetos em energia limpa. Destes, US$ 23,4 bilhões são destinados a projetos em melhoria do transporte e em veículos elétricos (MCKINSEY&COMPANY, 2022). Pelo IRA, os Estados Unidos almejam a uma sociedade baseada em energia limpa e segurança energética, com meta de reduzir as emissões de carbono em, pelo menos, 50% até 2030, ambicionando se alcançar uma economia com emissão líquida zero em 2050. Além disso, a administração federal também pretende uma geração de eletricidade sem emissões a partir de 2035. 8.2. União Europeia A União Europeia está compromissada com os objetivos de mitigação de gases de efeito estufa (GEE) e segurança energética e tem estabelecido planos de ação com metas anuais para os anos de 2020, 2030 e 2050. A Diretiva das Energias Renováveis – RED II (CE, 2009) estabelecia um conjunto de metas para 2020, o chamado Triplo 20, as quais eram: 20% de redução nas emissões de GEE, comparado a 1990, 20% de participação de fontes renováveis no consumo energético, 10% de participação de renováveis no consumo automotivo e 20% de aumento na eficiência energética, comparados a 1990. O bloco havia conseguido atingir e ultrapassar estas metas em 2020, em grande parte devido aos esforços de contenção da pandemia de Covid-19, que estabeleceram restrições de locomoção e agrupamento. Em novembro de 2023 foram aprovadas revisões e alterações na diretiva RED II, resultando na Diretiva 2018/2418 (CE, 2023). A diretiva revisada introduz medidas mais rigorosas em utilização das fontes e energias limpas para reforçar o compromisso de se atingir uma sociedade neutra em relação ao clima, ou seja, com zero emissões líquidas de GEE (CE, 2023), além de facilitar a entrada de novas tecnologias, como o hidrogênio e eletricidade renováveis, em diferentes setores. Para 2030, a meta anterior de 32% de energias renováveis no consumo final é aumentada para 42,5%.

8.3. Outros países Em 2023, a China foi o quarto maior produtor de etanol no mundo, com 3,6 bilhões de litros (RFA, 2024), cujo destino é exclusivamente interno. O país mantém o programa de mistura E10 facultativa em 10 províncias e restringe a produção de etanol combustível a usinas licenciadas que vendem o biocombustível para distribuidores e refinarias nacionais (USDA, 2023a). O governo chinês, através do 14º Plano Quinquenal de 2021 a 2025, demonstrou o interesse em desenvolver uma indústria de biocombustíveis limpa, com foco em tecnologias avançadas e novos biocombustíveis. No entanto, nenhuma medida ou política de implementação detalhada foi anunciada após o lançamento mesmo (USDA, 2023a). Em 2023, a Indonésia permaneceu como um dos grandes produtores mundiais de biodiesel, com uma produção estimada de 14 bilhões de litros. O consumo desse biocombustível no país é impulsionado por mandato de mistura, que passou de 30% para 35% (B35) a partir de fevereiro de 2023 (USDA, 2023c). O programa indonésio de biodiesel é financiado por fundos de impostos sobre exportações de óleo de palma. As exportações indonésias de biodiesel 2023 são estimadas em 0,6 bilhão de litros (USDA, 2023b). A Coréia do Sul importou 868 milhões de litros do Brasil em 2023, maior destino (32,7% do volume exportado) (ME, 2024). O país usa o etanol exclusivamente na indústria e no setor alimentício, porém o governo estuda o seu uso como combustível, em virtude dos benefícios ambientais, de qualidade do ar nas grandes cidades e de segurança energética. Em 2023, a Índia se tornou o terceiro maior produtor de etanol do mundo, ultrapassando a China com uma produção de 5,4 bilhões de litros (RFA, 2024), oriundo principalmente da conversão de melaço. O Programa de Mistura de Etanol, lançado em 2003, permite a aquisição e conversão do subproduto da indústria açucareira em biocombustível. O país, por meio do Plano Nacional de Biocombustíveis de 2018, estabelece a mistura de etanol E10 desde 2022 (USDA, 2023c), mas só conseguiu alcançar na prática o teor de 10% do biocombustível no total de combustível carburante consumido no país a partir de novembro de 2023 (BUSINESS STANDARD, 2024). O governo havia estabelecido um aumento nessa mistura para E20 a partir de 2030, porém adiantou o marco para 2025, através de ume ementa à lei, de junho de 2022 (MPNG, 2022). Para 2030, permanece o marco para a inserção da mistura de biodiesel B5 (USDA, 2023b). A Índia assinou um Memorando de Entendimento com o Brasil, em janeiro de 2020, para apoio mútuo no desenvolvimento e promoção da produção e uso dos biocombustíveis, bem como no aproveitamento dos coprodutos e subprodutos, com base na troca da experiência acumulada de ambos os países no setor (BRASIL, ÍNDIA, 2020). Este acordo permite à Índia atualizar suas instalações de produção de etanol e assim desenvolver a tecnologia para a mistura de etanol, promovendo a flexibilidade do setor ao alternar o uso da cana entre açúcar e etanol. Potencialmente, o acordo permitiria aos países o desenvolvimento de biorrefinarias baseadas em etanol de cana. Sob este acordo foi feita uma parceria entre a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA) e a Associação dos Fabricantes dos Automóveis Indianos (SIAM) para a criação de um Centro Virtual de Excelência (CoE). Estabelecido em um memorando assinado em 22 de abril de 2022 e oficialmente lançado em janeiro de 2023, o CoE se estabelece como um portal de conhecimento reunindo informações sobre avanços tecnológicos, normas técnicas, regulamentos, políticas públicas e sustentabilidade relacionados à biomassa e bioenergia (UNICA, 2022; USDA, 2023b).

Inovações e Perspectivas Emergentes para biocombustíveis O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), por meio da Resolução CNPE nº 07, de 20 de abril de 2021 (CNPE, 2021a), instituiu o Programa Combustível do Futuro e criou o Comitê Técnico Combustível do Futuro (CT-CF). O Programa objetiva aumentar a participação de combustíveis sustentáveis e de baixa intensidade de carbono, integrando diversas políticas públicas, como o RenovaBio, o Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel, o Programa Nacional de Etiquetagem Veicular e o Rota 2030 CASA CIVIL, 2021;CNPE, 2021a). Como resultado dos estudos realizados pelo CT-CF, o governo federal encaminhou ao Congresso Nacional PL 528/2020, apensado ao PL 4516/2023, cuja ementa "Dispõe sobre a promoção da mobilidade sustentável de baixo carbono e a captura e a estocagem geológica de dióxido de carbono; institui o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV), o Programa Nacional de Diesel Verde (PNDV) e o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano”. A alteração dos limites máximo e mínimo do teor de mistura de etanol anidro à gasolina C e do teor de mistura de biodiesel ao diesel, comercializados ao consumidor final, também são propostas do PL 48 . Até o fim de junho de 2024 o projeto de lei encontrava-se em tramitação no senado federal. O Projeto de Lei nº 5174/2023, em tramitação no congresso nacional, cria o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten), que possui três objetivos: (i) fomentar o financiamento de projetos de desenvolvimento sustentável, especialmente aqueles relacionados a infraestrutura, pesquisa tecnológica e desenvolvimento de inovação tecnológica; (ii) aproximar as instituições financiadoras das empresas interessadas em desenvolver projetos de desenvolvimento sustentável e (iii) permitir a utilização de créditos detidos pelas pessoas jurídicas de direito privado, junto à União, como instrumento de financiamento. O PL cria o Fundo Verde, a ser administrado pelo BNDES visando garantir o risco dos financiamentos concedidos por instituições financeiras às empresas com projetos aprovados no Paten (Agência Câmara de Notícias, 2024). A seguir, apresenta-se o panorama dos novos biocombustíveis, o etanol lignocelulósico (E2G), o diesel verde, que inclui o HVO (Hydrotreated Vegetable Oil, ou óleo vegetal hidrotratado), os combustíveis sustentáveis de aviação (Sustainable Aviation Fuel - SAF), os combustíveis marítimos sustentáveis e o hidrogênio de biomassa.
9.1. Etanol de Lignocelulose (E2G) Atualmente, no Brasil existem as seguintes plantas comerciais de E2G: Bioflex-I da GranBio, em São Miguel dos Campos (AL), com capacidade nominal de 30 milhões de litros/ano, e as da Raízen, em Piracicaba (SP) com 42 milhões de litros/ano e em Guariba 49 , com 82 milhões de litros/ano (GRANBIO, 2024; RAÍZEN, 2024).

48 O PL também propõe alterações na Lei nº 9.478/1997, dentre as quais destaca-se a ANP como órgão regulador da indústria dos combustíveis sintéticos e da captura e da estocagem geológica de CO 2 . Define também o Combustível Sintético como aquele sintetizado a partir de rotas tecnológicas a exemplo de processos termoquímicos e catalíticos e que possa substituir parcial ou totalmente combustíveis de origem fóssil. 49 Concluiu as obras em outubro de 2023 e a autorização para operação foi concedida pela ANP em março de 2024.

A Bioflex-I foi inaugurada em 2017 e não produz etanol lignocelulósico desde a safra 2021/22. A empresa anunciou planos de ampliar a sua capacidade de produção para 60 milhões de litros a partir de 2026 (GRANBIO, 2024; NOVACANA, 2024b). A companhia obteve, em abril de 2021, a certificação Roundtable of Sustainable Materials - RSM, para as diretrizes da diretiva europeia RED II e, com isso, já está autorizada a exportar etanol 2G para a União Europeia e desenvolve um projeto unindo cana energia e tecnologias de conversão para biogás e SAF (GRANBIO, 2024; NOVACANA, 2022c). Atualmente, a Raízen possui cinco novos projetos de E2G em construção, todos com capacidade de 82 milhões de litros por ano, conforme Tabela 6. Adicionalmente, a empresa possui mais dois novos projetos com cronograma de construção e operação a ser divulgado, um anexo à usina Santa Elisa, em Sertãozinho-SP, e o outro anexo à usina Caarapó, em Caarapó-MS. A Raízen pretende comercializar o etanol de lignocelulose para o mercado externo, onde já possui contratos de longo prazo. Tabela 6 – Unidades e projetos de E2G da Raízen Anexa à usina Cidade UF Status Capacidade anual (milhões de litros) Início de operação Barra Barra Bonita SP construção 82 2024/25 Univalem Valparaíso SP construção 82 2024/25 Gasa Andradina SP construção 82 2026/27 Vale do Rosário Morro Agudo SP construção 82 2026/27 Tarumã Tarumã SP construção 82 2026/27 Santa Elisa Sertãozinho SP projeto A divulgar Caarapó Caarapó MS projeto A divulgar Fonte: (NOVACANA, 2022a) (UDOP, 2024) (RAÍZEN, 2023b) (NOVACANA, 2024e). No exterior, os projetos de E2G de outras empresas não têm conseguido alcançar a produção comercial e muitas plantas pararam suas operações, sem previsão de retomada. 9.2. Outros insumos para produção de biocombustíveis Tendo em vista que o uso de biocombustíveis é uma das alternativas para a descarbonização do setor de transportes, há uma necessidade de ampliar sua produção, o que inclui maior disponibilidade de matérias-primas. Em paralelo, o governo federal estabeleceu diretrizes para promover o desenvolvimento local em regiões semiáridas do Nordeste (MME; MDA, 2023; MAD, 2024; SAF/MAPA, 2022). Neste sentido, destaca-se o desenvolvimento da cultura do agave 50 no sertão nordestino para produção de etanol (1G e 2G). Em 2022, a Shell firmou parceria com a Unicamp (Universidade Estadual de Campinas) para iniciar o Programa Brasileiro para o Desenvolvimento do Agave – BRAVE (Brazilian Agave Development), com o intuito de desenvolver sua rota de processamento para obtenção do etanol, biogás e outros coprodutos (SHELL, 2023).

50 O agave é uma planta do semiárido com alta produtividade de biomassa, resistente à seca e com baixa exigência nutricional. Por ser considerado uma biomassa não alimentar, a produção de etanol a partir deste insumo não enfrenta barreiras à entrada em alguns países ou blocos econômicos.

A fase inicial do projeto (BRAVE Bio) tinha o foco no desenvolvimento de soluções biológicas para aumento da produtividade da cultura do Agave. Em 2023, a Shell fechou acordo de parceria com o SENAI CIMATEC para iniciar as novas fases do Programa, que têm o objetivo de desenvolver tecnologias de mecanização para plantio e colheita (BRAVE Mec) e de possibilitar o processamento de diferentes espécies (BRAVE Ind). A previsão é que estes desenvolvimentos ocorram de forma paralela ao longo de cinco anos (SHELL, 2023). 9.3. Óleo Vegetal Hidrotratado (HVO) O diesel verde, que inclui o HVO, é um combustível renovável formado por uma mistura de hidrocarbonetos com composição química análoga à do combustível fóssil (drop in 51 ), podendo ser produzido a partir de diferentes rotas, como o hidrotratamento de óleo vegetal e animal, também através da síntese de Fischer-Tropsch proveniente de fontes renováveis, bem como a partir de processos fermentativos, hidrotermólise catalítica de óleo vegetal (in natura ou residual), gordura animal e ácidos graxos de biomassa; e ainda oligomerização de álcoois (ANP, 2021a). Concomitantemente à produção do HVO, podem também ser produzidos: SAF, bionafta e biopropano (EPE, 2020).
O PL Combustível do Futuro propõe a criação do Programa Nacional do Diesel Verde (PNDV), que integra o esforço para a transição energética e para a redução da dependência externa de diesel derivado de petróleo por meio da incorporação gradativa do diesel verde à matriz de combustíveis do País. Para a definição do percentual obrigatório de adição do combustível renovável ao diesel fóssil, o CNPE avaliará as condições de oferta do produto, incluindo a disponibilidade de matéria- prima, a capacidade e a localização. Além disso, o CNPE deverá observar o impacto da participação mínima obrigatória no preço ao consumidor final e a competitividade nos mercados internacionais do diesel verde produzido internamente. Três projetos tanto para a produção de HVO quanto de SAF foram anunciados (ver item 9.5). Conforme mencionado, a tendência é que, no Brasil, tal como nos demais países, as unidades pioneiras deste produto, sejam oriundas da conversão de refinarias convencionais em biorrefinarias processando óleo vegetal (EPE, 2020).
9.4. Coprocessamento de óleos vegetais Adicionalmente, a Petrobras, através do Programa BioRefino 52 , pretende ampliar a produção de Diesel R na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), no Paraná, e iniciar o coprocessamento para produção do biocombustível nas refinarias Presidente Bernardes, em Cubatão (RPBC) e Refinaria de Paulínia (REPLAN), ambas em São Paulo, e na Refinaria Duque de Caxias (REDUC), no Rio de Janeiro. Em seu roadmap, a PETROBRAS estima que a produção atinja 3,4 milhões de m³/ano (PETROBRAS, 2024a) O Diesel RX é um combustível resultante do coprocessamento de percentual de óleo vegetal com o diesel mineral na etapa de hidrotratamento (hidrogenação catalítica) em refinaria, obtendo- se um combustível com menor pegada de carbono. Na nomenclatura Diesel RX, o “X” refere-se à porcentagem de óleo vegetal usado na mistura original (Diesel R5 = 5% de óleo vegetal em mistura com o diesel mineral).

51 Os biocombustíveis drop-in são hidrocarbonetos, funcionalmente equivalentes aos de origem petroquímica e totalmente compatíveis com a infraestrutura de petróleo existente (EPE, 2020). 52 O Programa BioRefino 2030 é uma iniciativa da Petrobras para fomentar a produção de biocombustíveis sustentáveis de última geração, como o Diesel R e o SAF, com um investimento de R$ 600 milhões (PETROBRAS, 2022a).

9.5. Combustíveis Sustentáveis de Aviação Para os Combustíveis Sustentáveis de Aviação (Sustainable Aviation Fuel – SAF), a Organização da Aviação Civil Internacional das Nações Unidas (International Civil Aviation Organization – ICAO/UN) estabeleceu um acordo de redução de emissão com as empresas aéreas, denominado CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation), no qual define um crescimento neutro de carbono na indústria da aviação a partir de 2020, mas tendo como base 85% do nível de emissões de 2019, em função da pandemia covid-19 ocorrida em 2020 (ICAO, 2024). Além de instrumentos de compensação de emissões e de promoção de eficiência energética, o CORSIA prevê a utilização de combustíveis alternativos de aviação que sejam drop-in, em particular aqueles com processos certificados na ASTM Internacional (American Society for Testing and Materials International), conforme Tabela 7. As matérias-primas empregadas são definidas conforme as tecnologias passem pelo processo de aprovação do subcomitê “Aviation Fuels” da ASTM Internacional (ASTM, 2020). Tabela 7 - Rotas tecnológicas aprovadas para a produção de SAF
Nome da Rota Matéria –Prima Mistura máxima HEFA-SPK gorduras, óleos e graxas 50% FT-SPK resíduos agrícolas e florestais, madeira, e resíduos sólidos 50% FT-SPK/A resíduos agrícolas e florestais, madeira, e resíduos sólidos 50% ATJ-SPK matérias-primas renováveis (cana-de-açúcar, milho ou resíduos florestais) 50% SIP açúcares 10% CHJ Óleos e gorduras 50% Fonte: (ASTM, 2020); (EPE, 2024) Observados os processos tecnológicos certificados pela ASTM Internacional e autorizados para aplicação no Brasil, regulamentados pela ANP, as seguintes matérias-primas podem ser utilizadas de forma mais promissora, a depender do estágio de maturidade para produção em escala (em ordem alfabética): babaçu, cana-de-açúcar, milho, macaúba, palma, recursos florestais (eucalipto) e soja. Existem desafios industriais e econômicos para que o SAF possa ser competitivo em relação ao querosene de aviação de origem fóssil, no Brasil e no mundo. De forma análoga aos biocombustíveis que irão compor o ciclo Diesel, o PL Combustível do Futuro também incluiu o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação no mercado de aviação brasileiro (ProBioQAV). Com as sinalizações do CORSIA e ProBioQAV, algumas empresas têm se direcionado para a construção de plantas produtoras de SAF, com produção consorciada de HVO. De maneira geral, tem- se início um movimento de migração para o biorrefino. Em 2022, a Petrobras anunciou um projeto de implantação de uma unidade de produção de SAF, a ser instalada na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão (SP), com capacidade de produção de 2,2 milhões barris por ano (350 mil m³/ano) de SAF e igual valor para diesel 100% renovável, a partir do processamento de até 790 mil toneladas por ano de matéria-prima (PETROBRAS, 2024a). Recentemente, a empresa divulgou a iniciativa de transformar a Refinaria Riograndense, em Rio Grande do Sul (RS), em uma biorrefinaria até 2026 e divulgou projeto para implantação de produção de SAF e diesel renovável no Polo Gaslub, no Rio de Janeiro, após 2028. A produção de SAF na Petrobras será via tecnologia HEFA, a partir de óleo de soja e sebo bovino como matéria-prima.

Também em 2022, foi anunciado um projeto de construção de uma biorrefinaria para a produção consorciada de SAF e HVO, a partir do óleo de palma, localizada em Manaus e com capacidade de produção de 500 mil m³/ano, a ser partilhada entre ambos os combustíveis. A estimativa é que esteja em funcionamento em 2025 e custe cerca de R$ 2,5 bilhões para ficar pronta (BRASIL BIOFUELS, 2022). A ACELEN Renováveis também anunciou investimento de mais R$ 12 bilhões nos próximos 10 anos na conversão da Refinaria de Mataripe em uma biorrefinaria para produção de 1 bilhão de litros/ano de combustíveis renováveis (SAF e Diesel verde) até 2035. O projeto anunciado pela empresa prevê o incentivo à cultura e desenvolvimento da macaúba como matéria-prima e utilizará soja nos primeiros anos de operação. (ACELEN, 2024). Adicionalmente, há dois projetos-piloto resultados de parceria entre Brasil e Alemanha. O primeiro, uma iniciativa entre o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – SENAI e a Agência Alemã de Cooperação Internacional – GIZ, para a produção de SAF, a ser instalado no Instituto Senai de Inovação em Energias Renováveis – ISI-ER, em Fortaleza. Este projeto está orçado em R$°4,5milhões com duração de dois anos e utilizará como insumo a glicerina (APROBIO, 2022). O segundo, uma parceria entre governos (alemão e brasileiro), academia e iniciativa privada para estudar a instalação de uma planta-piloto no Ceará. Esta utilizará geração de energia elétrica renovável (eólica ou solar), para produzir hidrogênio e SAF. Dentre seus diferenciais, destaca-se que será uma planta móvel, podendo ser transportada para aeroportos com dificuldade de abastecimento (GOVERNO DO ESTADO DO CEARÁ, 2020). Recentemente, algumas empresas têm anunciado intenção de investir na produção de SAF pela rota ATJ (alcohol to jet) (NOVACANA, 2024c; RAÍZEN, 2023a). Em dezembro de 2023, ocorreu uma reunião entre representantes do governa brasileiro e empresas privadas do setor sucroenergético com entes do Ministério da Economia, Comércio e Indústria do Japão (METI) para discutir a descarbonização do setor aéreo, com foco no desenvolvimento da rota ATJ a partir do etanol. O Japão tem uma meta ambiciosa para a implementação do SAF, com um mandato de 10% de adição no combustível de aviação usado nos voos internacionais em aeroportos japoneses a partir de 2030. Estima-se que a demanda pelo combustível sustentável pode chegar a 1,7 bilhão de litros por ano (UNICA, 2023). 9.6. Hidrogênio Renovável Em abril de 2021, a Resolução CNPE n o 6 determinou a realização de estudo para proposição de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio (PNH 2 ). O estudo contou com a participação de instituições e agentes dos setores público e privado, incluindo a equipe técnica da EPE. A proposta para o programa de hidrogênio se assenta em três pilares: políticas públicas, tecnologia e mercado, visando introduzir o hidrogênio na matriz energética brasileira e disponibilizá-lo para outros usos, tal como para produção de fertilizantes (CNPE, 2021a) (MME, 2021). Também em abril de 2021, a Eletrobras, a Siemens Energy e o CEPEL assinaram um memorando para a realização conjunta de estudos em escala de planta piloto para domínio do ciclo do hidrogênio de biomassa (H 2 ) no Brasil, desde sua produção até o consumo (ELETROBRAS, 2021). Em maio de 2022, a empresa Geo Biogas & Tech, em parceria com a Universidade Tecnológica Federal do Paraná - UTFPR, anunciou ter produzido hidrogênio a partir do biometano obtido da reforma catalítica a seco do biogás, produto da biodigestão da vinhaça. Segundo a Associação Brasileira do Biogás - ABIOGÁS, o Brasil tem potencial para produção de 20 mil toneladas por dia de hidrogênio a partir de biometano (NOVACANA, 2022b).

Em janeiro de 2023, anunciou-se o início da produção de hidrogênio no país, no projeto piloto de H2V no Complexo Termelétrico do Pecém (UTE Pecém), no Ceará. Com investimento de R$ 42 milhões, a unidade é a primeira da América Latina em escala acima de 1 MW (PECEM, 2023). O PNH 2 foi oficialmente lançado em 03 de agosto de 2022, através da Resolução nº 6/2022, junto com o comitê gestor - COGES-PNH 2 . O programa é assentado em seis eixos: (1) fortalecimento das bases científico-tecnológicas, (2) capacitação de recursos humanos, (3) planejamento energético, (4) arcabouço legal, (5) abertura e crescimento do mercado e competitividade e, (6) cooperação internacional. O COGES-PNH 2 tem a função de coordenar e supervisionar o planejamento e a implementação do programa (CNPE, 2022b). Em agosto de 2023, foi lançado o Plano Trienal 2023-2025 do Programa Nacional de Hidrogênio. Por meio deste Plano Trienal, foram estabelecidos marcos temporais, metas, investimento, marco regulatório e as prioridades do Brasil para a estruturação da economia do hidrogênio. Até 2025, a meta é disseminar plantas piloto de hidrogênio de baixa emissão de carbono em todas as regiões do País (MME, 2023b) 53 . Até 2030, o objetivo é consolidar o Brasil como o mais competitivo produtor da molécula no mundo e, até 2035, a consolidação de hubs de hidrogênio de baixa emissão de carbono (fontes eólica, solar e biomassa). Segundo estimativas do MME, o País tem potencial técnico para produzir 1,8 gigatonelada de hidrogênio por ano e com menor custo de produção (MME, 2023b). Além de vários projetos para produção de hidrogênio visando a produção de SAF, exportação e outros usos (GOVERNO DO ESTADO DO CEARÁ, 2020) (TRENDSCE, 2021), outros hubs de produção similar são previstos para os portos em Suape (PE) e no Rio Grande (RS). O Projeto de Lei nº 725/2022 (que continua em tramitação no Senado até a data da publicação desta nota técnica) 54 prevê que, até 2032, seja adicionado o percentual mínimo de 5% de hidrogênio na rede de gasodutos, e 10% até 2050. Dentro desses percentuais, 60% deve ser hidrogênio sustentável — de fontes energéticas como solar, eólica, biomassas, biogás e hidráulica — no primeiro período. A partir de 2050, a participação do hidrogênio limpo deve ser de 80%. Este mesmo documento insere o hidrogênio na lei 9.478, de 1997, a Lei do Petróleo, e o que permite que este novo combustível passe a ser regulado pela ANP (SF,2022). 9.7. Combustíveis Marítimos Sustentáveis A Organização Internacional Marítima (International Maritime Organization – IMO) tem desenvolvido regulações e metas para descarbonização do setor marítimo. A Estratégia IMO 2023 aumentou os níveis de ambição em comparação com a Estratégia Inicial da IMO para redução de emissões de gases de efeito estufa dos navios. Após a revisão da Estratégia, o total anual de emissões de GEE provenientes do transporte marítimo deve alcançar uma redução de 30% em 2030 e de 80% em 2040, em relação ao ano-base de 2008. Essas metas podem ser alcançadas por meio de melhorias adicionais na eficiência energética dos novos navios e pela adoção de tecnologias e combustíveis com emissão zero ou quase zero de GEE (DGRM, 2023).

53 MME – Ministério de Minas e Energia (2023b). Programa Nacional do Hidrogênio reforça estratégia do Brasil para liderar a transição energética. 54 Até o momento da publicação desta Nota Técnica, o PL 725/2022 ainda seguia em tramitação no Senado. Vale destacar que em 14/07/2024, o Congresso Nacional aprovou o Projeto de Lei 2308/2023, conhecido como Marco Legal do Hidrogênio Verde, que institui o marco legal do hidrogênio de baixa emissão de carbono, cria incentivos para a indústria do hidrogênio, e estabelece Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (Rehidro - Senado Federal, 2024). O projeto foi aprovado pela Câmara dos Deputados, depois pelo Senado Federal com emendas e revisão e voltou para a Câmara dos Deputados (CN, 2024).

Em dezembro de 2022, a Petrobras realizou o primeiro teste de abastecimento de bunker com conteúdo renovável no país. Foi utilizada uma mistura de 90% em volume de óleo combustível marítimo convencional ou de origem mineral (bunker), e 10 % em volume de biodiesel. Em 2023, os testes foram ampliados utilizando uma mistura de 76% de bunker e 24% de biodiesel (BIODIESELBR, 2024c). O biodiesel utilizado no teste foi fabricado na usina de Montes Claros (MG) da Petrobras Biocombustível a partir de um mix contendo 30% de sebo bovino e o restante de óleo de soja (ANP, 2024d). A realização destes testes objetiva avaliar os desafios logísticos associados à mistura de biodiesel ao combustível e os possíveis efeitos adversos que possam impactar a operação do navio. Durante a realização dos testes é feito o monitoramento de desempenho e impactos na operação de filtros e purificadores. O teste realizado em 2023 foi considerado um sucesso dado que não foram constatadas ocorrências atípicas no motor do navio e nos sistemas de tratamento do combustível (BIODIESELBR, 2023; PETROBRAS, 2023b)
10. Emissões de gases de efeito estufa O Brasil desempenha papel de destaque internacional no que se refere a discussões e negociações acerca das mudanças climáticas. Foi construído no país ao longo do tempo todo um arcabouço legal, cujo objetivo é fomentar a utilização de fontes renováveis, com destaque aos biocombustíveis. Mais um passo importante para este fim foi dado em dezembro de 2017, com o estabelecimento da Política Nacional de Biocombustíveis, tema que abordado no item 11 desse documento. O perfil de emissões de gases de efeito estufa (GEE) no Brasil apresenta características diferentes da média mundial. Enquanto na maioria dos países o setor energético é o principal emissor, no Brasil o conjunto de agricultura, florestas e uso do solo (AFOLU – agriculture, forest and other land use change, na sigla em inglês) responde pela maior parcela das emissões brutas de GEE. Dados recentes indicam que, em 2020, as mudanças no uso do solo representaram 38% das emissões, em grande medida devido ao desmatamento; a agropecuária respondeu por 28,5%; e o setor energético por 23,2% (MCTI, 2022). A participação de cada segmento ressalta que um dos grandes desafios do país no combate às mudanças climáticas é zerar o desmatamento, compromisso assumido na Contribuição Nacionalmente Determinada (NDC, na sigla em inglês) para o Acordo de Paris (BRASIL, 2023c). No entanto, mesmo que o setor energético não seja o principal responsável pelas emissões nacionais de GEE, também é preciso avançar na transição com foco em assegurar a sustentabilidade, o acesso à energia e a segurança energética. O Brasil possui diversas vantagens comparativas nesse processo, principalmente em função da elevada disponibilidade de recursos energéticos renováveis, tanto para geração de energia elétrica quanto para produção de combustíveis com menor intensidade de carbono. Ao explorar essas oportunidades, a transição energética tem o potencial de catalisar o desenvolvimento tecnológico e industrial e de promover a geração de emprego e renda para a população. Nesse contexto, a bioeletricidade e os biocombustíveis já exercem um papel importante na renovabilidade da matriz energética nacional. Conforme abordado nos capítulos anteriores, tanto a geração de energia elétrica nas usinas sucroenergéticas quanto a produção de etanol e biodiesel cresceram em 2023, o que resultou no aumento das emissões evitadas pela bioenergia.

No setor elétrico, a bioeletricidade representou 8,2% da energia elétrica gerada em 2023, sendo a maior parcela proveniente da utilização do bagaço de cana nas usinas de etanol. Além disso, a geração de eletricidade no ano foi ainda mais renovável do que em 2022, com a manutenção da geração hidrelétrica e aumentos da geração eólica (+17,4%) e solar fotovoltaica (+68,1%). Em contrapartida, houve retração na participação de térmicas a gás natural (-7,9%) e a derivados de petróleo (-19,4%) (EPE, 2024). Essas alterações resultaram em um fator médio de emissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) de 0,0385 tCO 2 /MWh, de acordo com o Ministério de Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI, 2024). Esse fator é cerca de 10% menor que o valor registrado em 2022, sendo o menor valor dos últimos 12 anos. Assim, a energia gerada pelas usinas de açúcar e etanol em 2023, utilizada para autoconsumo e exportada para a rede, contribuiu para evitar a emissão de 1,41 MtCO 2 , 2,3% a mais que as emissões evitadas em 2022 (1,37 MtCO 2 ).
Em relação aos biocombustíveis líquidos, nota-se um aumento das emissões evitadas em função do aumento da produção observado em 2023 e relatado nos capítulos anteriores. A participação dos biocombustíveis fez com que a matriz de transportes apresentasse um perfil 22,5% renovável (EPE, 2024). Por conseguinte, as emissões evitadas pelo uso de etanol (anidro e hidratado de cana e milho de 1ª geração) e biodiesel, em comparação aos equivalentes fósseis (gasolina e diesel), somaram 84,2 MtCO 2 em 2023. Esse valor representa um nível de emissões evitadas 18,5% maior do que o total observado no ano anterior (71,1 MtCO 2 ). O Gráfico 47 ilustra as emissões evitadas decorrentes do uso de biocombustíveis e da bioeletricidade da cana em 2023, ao passo que o Gráfico 48 apresenta o panorama dos últimos cinco anos. Em 2023, o total de emissões evitadas pelo uso de bioenergia foi de 85,62 MtCO2, valor que não apenas retoma o patamar pré-pandemia, como também o supera em 16%. A bioenergia deve ganhar ainda mais relevância com o avanço da transição energética, especialmente em função da possibilidade de mitigar emissões com biocombustíveis drop-in nos setores de difícil descarbonização. Esse processo deve ser impulsionado com a implementação de regulações nacionais e internacionais, tais como o Combustível do Futuro e as metas da ICAO e IMO. Gráfico 47 - Emissões Evitadas com Bioenergia em 2023

Fonte: EPE a partir de (EPE; FBDS, 2009); (EPE, 2024); (IPCC, 2006); (MCTI, 2024) e (ROSA, OLIVEIRA, COSTA, PIMENTEIRA, & MATTOS, 2003). 26,44 36,68 21,09 1,41 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Etanol hidratadoEtanol anidroBiodieselBioeletricidade MtCO 2 CanaMilhoOleaginosasInsumos GraxosResíduosTotal

Gráfico 48 - Emissões Evitadas com Bioenergia nos últimos 5 anos

Fonte: EPE a partir de (EPE; FBDS, 2009); (EPE, 2024); (IPCC, 2006); (MCTI, 2024) e (ROSA, OLIVEIRA, COSTA, PIMENTEIRA, & MATTOS, 2003). 11. Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio) Instituído pela Lei nº 13.576/2017 (BRASIL, 2017), a Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio) reconhece o papel estratégico dos biocombustíveis na matriz energética nacional, com foco na segurança do abastecimento de combustíveis e na mitigação das emissões de gases de efeito estufa (GEE) A Política busca ampliar a participação competitiva dos biocombustíveis baseando-se no estabelecimento de metas anuais de redução de intensidade de carbono (gCO 2 /MJ) da matriz energética de transporte para um período mínimo de dez anos, na certificação de biocombustíveis e no Crédito de Descarbonização (CBIO). Ao final de 2024, o RenovaBio completará cinco anos de funcionamento integral, considerando como marco a comercialização do Crédito de Descarbonização (CBIO) em balcão de negócios na B3. Como trata-se de uma política pública ainda recente e devido a sua complexidade, seus múltiplos instrumentos e atores envolvidos, é esperado que ainda existam ajustes de percurso de forma a minimizar as eventuais falhas. Em sua maturidade, o RenovaBio pode se consolidar como mais um elemento para garantir a sustentabilidade e a previsibilidade da matriz de transportes no Brasil, conforme previsto em sua criação na Lei nº 13.576/2017 (BRASIL, 2017). 11.1. Certificações Entre 2019 e julho de 2024, 290 certificações de produtores de biocombustíveis foram renovadas e 12 mudaram de titularidade. Conforme Gráfico 49, em julho de 2024, 329 certificados de produtores de biocombustíveis estavam válidos, 11 a mais que em 2023. Em resumo, foram adicionadas 3 certificações de etanol 1G de cana, 2 de etanol 1G de milho (full), 5 de Biodiesel e 1 de Biometano. 26,62 23,33 21,31 20,79 26,44 27,25 25,11 28,74 32,02 36,68 16,90 18,08 18,93 18,29 21,09 2,75 2,38 4,30 1,37 1,41 0 20 40 60 80 100 20192020202120222023 MtCO 2 Etanol hidratadoEtanol anidroBiodieselBioeletricidade

Gráfico 49 – Certificações de produção de biocombustíveis válidas

Fonte: ANP (2024b). Destaca-se ainda que 13 firmas inspetoras estavam credenciadas para realizar o processo de certificação no RenovaBio, duas a mais que em 2023 (ANP, 2024b). O perfil das unidades certificadas por rota de produção e volume elegível, até julho de 2024, é apresentado no Gráfico 50. O volume elegível apresenta grande variação, principalmente pela dificuldade de rastreamento das culturas de soja e milho, devido à grande diversidade de produtores e forma de aquisição destas matérias-primas 55 . As rotas de produção que possuem maiores volumes elegíveis são o etanol de cana de 1ª geração (88,5%, queda de 1 p.p. frente a 2023), etanol de cana de 1ª e 2ª geração em usina integrada (95,6%) e o biometano (100%). O etanol oriundo de unidades flex (milho e cana) reduziu seu volume elegível em 6,5 p.p., chegando a 59,5%, e o proveniente de unidades full de milho aumentou seu volume elegível em 12 p.p. em relação ao ano anterior, variando de 46% para 58%. A média do volume elegível das usinas de biodiesel se reduziu, colocando em elegibilidade 39,3% de sua produção, quando em 2023 era de 45,6%. Destaca-se que usinas de etanol de cana de primeira geração representam 83% do total das usinas certificadas e as de biodiesel, 11%.

55 Em junho de 2022, a ANP elaborou o Informe Técnico nº 06/SBQ v.0, que estabelece os procedimentos para implementação e verificação da cadeia de custódia de grãos e óleos vegetais no âmbito do RenovaBio, que contou com o apoio da equipe técnica do Brazil Energy Programme (BEP), programa do Reino Unido voltado para estimular o desenvolvimento e sustentabilidade na área energética (ANP, 2024b). 21 78 145 85 329 0 50 100 150 200 250 300 350 Certificados Aprovados Válidos - 2024 n ° de certificações Solicitados em 2024 Solicitados em 2023 Solicitados em 2022 Solicitados em 2021 Total

Gráfico 50 - Certificações por rota de produção e percentual do volume elegível por rota

Fonte: (ANP, 2024b). Considerando o número de unidades autorizadas a comercializar biocombustíveis pela ANP até fevereiro de 2023, já foram certificadas 288 usinas de etanol de um total de 357 (81%), 37 de 59 plantas de biodiesel (63%) e quatro das seis plantas de biometano (67%). O Gráfico 51 apresenta a média da Nota de Eficiência Energético-Ambiental (NEEA) das unidades certificadas para cada biocombustível, assim como a faixa entre os valores mínimos e máximos, até julho de 2024. O biodiesel 56 e o biometano se mantêm com as notas mais elevadas, ressalvando-se o percentual do volume elegível do primeiro. Gráfico 51 - Nota de Eficiência Energético-Ambiental das unidades certificadas

Fonte: EPE a partir de ANP (2024b). Fazendo o comparativo da NEEA média de cada biocombustível com a intensidade de carbono (IC) do combustível fóssil substituto, chega-se à IC média do biocombustível, conforme pode ser observado no Gráfico 52. Considerando os indicadores da NEEA mínimos e máximos indicados no Gráfico 51, verifica-se um espaço para a redução das ICs dos biocombustíveis indicados.

56 Para o biodiesel, uma parcela considerável do volume certificado, até o momento, não considera a etapa agrícola na certificação, como, por exemplo os resíduos, o que contribui para o aumento da NEEA. 273 8 6 1 37 4 88,5% 58,0% 59,5% 95,6% 39,3% 100,0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0 50 100 150 200 250 300 Etanol 1G de cana Etanol 1G de milho (Full) Etanol 1G de cana e milho (Flex) Etanol 1G2G (usina integrada) BiodieselBiometano Certificações CertificaçõesVolume Elegível 67,8 78,0 60,0 59,1 25 35 45 55 65 75 85 BiodieselBiometanoEtanol anidroEtanol hidratado gCO2eq/MJ

Gráfico 52 – Intensidade de Carbono do biocombustível e de seu substituto fóssil e NEEA

Fonte: EPE a partir de ANP (2024b). 11.2. Metas compulsórias de redução de emissões de GEE Em novembro de 2023, o CNPE definiu as metas compulsórias anuais de redução de emissões de GEE para a comercialização de combustíveis para o decênio seguinte, por intermédio da Resolução CNPE nº 6, ajustando todo o período em função da reavaliação das projeções de demanda dos combustíveis fósseis e renováveis no decênio (CNPE, 2023b). As novas metas anuais de descarbonização, assim como a intensidade de carbono projetada para a matriz de transportes, podem ser observadas no Gráfico 53. Gráfico 53 - Metas compulsórias de redução de emissões de GEE e IC projetada

Fonte: (CNPE,2023b). 18,7 8,8 27,4 28,3 67,8 78,0 60,0 59,1 86,5 86,8 87,487,4 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 BiodieselBiometanoEtanol anidroEtanol hidratado gCO2eq/MJ IC BiocombustívelNEEAIC fóssil substituto 37,5 38,8 71,3 50,8 99,2 72,8 66,0 65,2 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 20 40 60 80 100 120 20232024202520262027202820292030203120322033 gCO 2 /MJ Milhões de CBIOs Limite InferiorMeta AtualLimite Superior Meta AnteriorIC projetada

O Decreto Presidencial n° 11.141/2022, alterou o prazo para comprovação destas metas, o qual deverá ocorrer até 31 de março do ano subsequente (BRASIL, 2022d). Excepcionalmente, a comprovação de atendimento à meta individual referente a 2022 ocorreu na data limite de 30 de setembro de 2023. O Decreto nº 11.499/2023 retornou ao definido originalmente, ou seja, cumprimento das metas até 31 de dezembro do ano corrente a partir de 2024 (BRASIL, 2023d). Em maio de 2024, a ANP publicou as metas individuais compulsórias de redução de emissões de GEE para esse ano 57 (ANP, 2024b), aplicáveis aos distribuidores que comercializaram combustíveis fósseis tendo as três principais empresas do setor, Vibra, Raízen e Ipiranga uma participação de 61% do total. Destaca-se que as metas individuais compulsórias de 2023 (37,5 milhões de CBIOs), incluindo as metas não cumpridas relativas ao ano de 2022 (3,5 milhões), deveriam ser cumpridas em sua integralidade, o que totalizariam 40,9 milhões de CBIOs. No entanto, deste total, não foram adquiridos por algumas distribuidoras 7,6 milhões, sendo adicionados às suas respectivas metas para 2024, o que leva a uma meta global de 46,4 milhões de CBIOs para este ano. Neste contexto, a participação das três maiores distribuidoras no total passa a 51%. 11.3. Estoque e Aposentadoria do CBIO Ao final do exercício de 2023, que se encerrou em março de 2024, foram aposentados 33,1 milhões de CBIOs pelas partes obrigadas em cumprimento às metas individuais, correspondendo a 88% da meta estabelecida pelo CNPE e a 81% do total das metas individuais atribuídas pela ANP, que inclui a parcela não cumprida pelos distribuidores em 2022. As partes não obrigadas aposentaram 70 unidades de CBIOs. Até 31/03/2024, também foram aposentados 2,3 milhões de CBIOs referentes às metas individuais de 2024, com prazo de cumprimento até 31/12/2024. Ao fim de março de 2024, os CBIO disponíveis para comercialização (emitidos + em estoque) totalizaram 17,9 milhões, sendo: 9,5 milhões na posse dos emissores primários (53%), 7,8 milhões com a parte obrigada (43%) e 650 mil com partes não obrigadas (4%). O Gráfico 54 apresenta o estoque de CBIO ao longo do ano em posse de cada agente deste mercado, assim como a evolução das aposentadorias.

57 De acordo com a Resolução ANP nº 791/2019, as distribuidoras que não comprovaram o cumprimento integral de suas metas, referentes ao exercício anterior, deverão ter acréscimo proporcional nas respectivas metas no ano em questão. Conforme disposto no § 2º do artigo 5º desta mesma Resolução, a meta anual estabelecida pelo CNPE para 2023, foi reduzida em 70 CBIOs, os quais foram retirados definitivamente de circulação do mercado por partes não obrigadas no ano anterior (ANP, 2019).

Gráfico 54 - Estoque X Aposentadoria de CBIO 2023

Nota: Destaca-se que, neste gráfico, não é possível dissociar as aposentarias relativas aos anos de exercício de 2022, 2023 e 2024 dentro de cada mês, o que pode levar a valores diferentes dos indicados pelo MME. Fonte: EPE a partir de B3 (2024). 11.4. Preço do CBIO Após o ano de 2022 apresentar grandes oscilações, o preço do CBIO demostrou uma maior estabilidade em 2023, com uma elevação em junho, após a definição das metas globais e individuais de descarbonização, a partir do qual iniciou-se uma queda, finalizando o ano em cerca de R$ 100,00. Em resumo, o preço médio anual do CBIO em 2023 foi de R$ 113,59, praticamente o mesmo registrado em 2022, R$ 111,63. O Gráfico 55 apresenta a quantidade de créditos de descarbonização negociada e os respectivos preços médios entre janeiro de 2022 e julho de 2024. Gráfico 55 - Quantidades negociadas e preços médios de CBIO

Fonte: B3 (2024). Estima-se que os produtores de biocombustíveis 58 tenham recebido uma receita superior a R$ 4 bilhões em 2023 (MME, 2023a).

58 O valor cobrado ao produtor de biocombustível por nota fiscal para a emissão de 1 CBIO foi atualizado em 13/07/2024 para R$ 6,50 para o período de 01/08/2023 a 31/12/2023, quando era de R$ 4 no período anterior. A Plataforma CBIO é a ferramenta disponibilizada pelo Serviço Federal de Processamento de Dados (SERPRO) para prestação de serviços de informática relativos à geração das informações necessárias para emissão de CBIO. 8,4 9,5 14,8 7,8 0,7 37,5 0 10 20 30 40 50 60 70 jan-23mar-23mai-23jul-23set-23nov-23jan-24mar-24 Milhões de CBIO AposentadoriaEmissorParte ObrigadaParte Não ObrigadaMeta 2023 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 0 50 100 150 200 250 jan-22 fev-22 mar-22 abr-22 mai-22 jun-22 jul-22 ago-22 set-22 out-22 nov-22 dez-22 jan-23 fev-23 mar-23 abr-23 mai-23 jun-23 jul-23 ago-23 set-23 out-23 nov-23 dez-23 jan-24 fev-24 mar-24 abr-24 mai-24 jun-24 jul-24 Milhões de CBIO R$ / CBIO Número de negóciosPreço médio do CBIO

11.5. Outros pontos relevantes Em 29 de março de 2023, a ANP aprovou a Resolução nº 921 (ANP, 2023), que altera a RANP nº 791/2019, para incluir dispositivos que tratarão da sistemática de redução das metas individuais dos distribuidores, relativa à aquisição de biocombustíveis por meio de contratos de fornecimento de longo prazo. Entre as principais alterações da Resolução, encontram-se: • fixação de prazos mínimos contratuais, para aplicação da redução, iguais para todos os biocombustíveis; • possibilidade do contrato ser firmado com a matriz do produtor de biocombustível ou cooperativa de produtores; • o volume de biocombustível contratado será multiplicado pelo fator de emissão de CBIO correspondente de cada unidade produtora; • limitação da redução da meta individual do distribuidor a 20%, em respeito ao disposto no Decreto nº 9.888/2019, independentemente do quantitativo de contratos e volume; • apuração anual do cumprimento do contrato, para fins de abatimento da meta. Como resultado, a Plataforma CBIO passou a contar com Módulo de Contratos de Longo Prazo a partir de 29 de novembro de 2023. Espera-se que essas alterações fomentem a realização de contratos de longo prazo com produtores de biocombustíveis de maior NEEA e o aumento da previsibilidade do mercado de CBIO. 12. Potencial das técnicas de baixo risco de mudança do uso da terra (“poupa-terra”) na produção de biocombustíveis no Brasil 12.1. Introdução Contextualização Com o crescente interesse na transição para fontes de energia mais limpas, os biocombustíveis aparecem como uma alternativa promissora aos combustíveis fósseis. No entanto, por trás dessa busca por uma matriz energética mais renovável, surgem questões complexas relacionadas à dinâmica do uso da terra. Projeta-se que a demanda global por biocombustíveis ultrapassará 200 bilhões de litros já nos próximos 4 anos, frente à demanda de 175 bilhões de litros em 2023, e poderá mais que dobrar em cenários de emissões líquidas zero até 2050 (IEA, 2024; IEA, 2021), impulsionada principalmente pelas metas de descarbonização do setor de transporte, incluindo os modos rodoviário, aéreo e marítimo. Da mesma forma, a demanda por alimento também deverá crescer, porém em menor proporção, estimada em mais de 13% até 2032, resultante basilar do crescimento populacional dos territórios africanos e asiáticos (OECD, 2023). Essa conjuntura de crescimento acelerado da demanda por biocombustível e alimento nos próximos anos intensificam as incertezas relacionadas ao uso eficiente da terra. O Brasil, como um dos maiores produtores e exportadores de commodities agrícolas do mundo, possui uma forte contribuição na oferta global de biocombustíveis e alimento, e capacidade de garantir que essa expansão seja progressivamente pautada em técnicas sustentáveis. Nos últimos 40 anos, a produção agrícola do Brasil cresceu cerca de 600%, enquanto a área destinada à agricultura aumentou em 100% (BOLFE et al., 2020), o que mostra uma jornada até então bem-sucedida até então de programas de melhoramento genético e melhores práticas agrícolas, por exemplo, resultando em ganhos significativos de produtividade. Ao mesmo tempo em que o agronegócio é extremamente relevante para a economia brasileira, com uma participação de aproximadamente

24% no PIB do Brasil (CEPEA/ESALQ, 2024b), e apresenta um enorme potencial para implementação de práticas sustentáveis e economia circular, as emissões de gases de efeito estufa (GEE) advindas da agropecuária ocupam o segundo lugar entre os principais setores emissores de GEE no Brasil, ficando atrás apenas da mudança de uso da terra e floresta, essa basicamente advinda do desmatamento que se reflete em perda de vegetação nativa. Gráfico 56 - Emissões de GEE do Brasil, por setor, em MtCO 2

Fonte: SEEG, 2024. Diante desse cenário, este artigo se propõe a explorar a dinâmica entre a demanda ascendente por biocombustíveis e a utilização eficiente da terra no cenário brasileiro. Destaca-se a possibilidade de implementação de técnicas de “baixo risco de mudança do uso da terra”, conhecidas também por técnicas “poupa-terra”, que possibilitam maximizar a produção de biocombustíveis, sem a necessidade de expandir novas áreas agrícolas ou competir com a produção de alimentos. Neste sentido, examinaremos os benefícios e a magnitude da oportunidade que surge ao Brasil ao integrar essas técnicas na produção de biocombustíveis. O principal intuito é estimar um patamar de volume adicional de biocombustíveis que seja factível, e não apenas teórico, de ser alcançado via implementação das técnicas “poupa-terra” avaliadas, a fim de contribuir disseminar a informação sobre o tema e para melhor direcionar a elaboração de políticas públicas no âmbito do planejamento energético do país. Mecanismos regulatórios para conservação florestal no Brasil O Brasil é um dos países com legislação vigente mais robusta em relação à conservação florestal (CPI, 2017). O Código Florestal do Brasil estabelece diretrizes para a conservação das áreas de vegetação nativa, incluindo por exemplo as Áreas de Preservação Permanente (APPs) e de Reserva Legal (RLs), vitais para a proteção dos recursos naturais e da biodiversidade. As exigências de conservação variam de acordo com os diferentes biomas presentes no país. Por exemplo, na Amazônia é exigida a preservação de 80% da vegetação nativa nas propriedades rurais, enquanto no Cerrado a porcentagem exigida é de 35%. No bioma Mata Atlântica, a legislação determina a conservação de 20% das propriedades como reserva legal. Já as APPs são áreas obrigatórias para preservação da qualidade do solo e da água, exigidas nos limites de margem de rios, nascentes e topos de morro, por exemplo. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022 MtCO 2 Mudança de Uso da Terra e FlorestaAgropecuáriaEnergiaResíduosProcessos Industriais

Os produtores rurais no Brasil, por sua vez, devem realizar a regularização ambiental de suas propriedades, chamado Cadastro Ambiental Rural (CAR). Ele exige o registro detalhado das informações sobre as características ambientais e de uso da terra em cada propriedade, incluindo a delimitação das APPs e RLs. Dessa forma, para obter o CAR, as propriedades devem estar em conformidade com o Código Florestal, respeitando as porcentagens mínimas de vegetação nativa exigidas para cada bioma. Caso uma propriedade esteja em desacordo com as exigências legais, é necessário elaborar um Plano de Regularização Ambiental (PRA), que define as medidas a serem adotadas para a adequação à legislação ambiental. Esse arcabouço regulatório para conservação florestal, uma vez plenamente acatado, pode se mostrar como uma poderosa ferramenta para o Brasil conciliar a crescente produção agrícola com a proteção de suas florestas (CPI, 2017). Dinâmica de Uso da Terra no Brasil Atualmente, o Brasil possui 64% do seu território ainda coberto por vegetação nativa, sendo que 58% são de formação florestal e os outros 6% de formação natural não florestal. A agropecuária utiliza 33% das terras do Brasil, e descontando as pastagens dessa parcela, a área para produção agrícola representa menos de 15% do território nacional (MAPBIOMAS, 2024; SOUZA et al., 2020).

Figura 6 - Perfil de ocupação e uso da terra no Brasil. Fonte: MAPBIOMAS, 2024. As pastagens no Brasil estão heterogeneamente distribuídas e ocupam uma área estimada de 177 milhões de hectares (aproximadamente 20% do território nacional) (BOLFE et al., 2024). Estima- se que aproximadamente 60% das pastagens no Brasil apresentem algum estágio de degradação.

A área ocupada pela agricultura no Brasil, em 2023, foi estimada em aproximadamente 80 milhões de hectares (IBGE, 2024b), sendo cerca de 90% dessa área destinada à produção de grãos (soja, milho, arroz e café) e 10% para produção de cana-de-açúcar. O milho, por sua vez, pode ser cultivado na entressafra, normalmente em sequência da soja. Diante desse cenário, é possível observar que o perfil do uso da terra no Brasil difere significativamente de outros países, cujas terras férteis normalmente são destinadas em sua maioria para agropecuária ou outras atividades econômicas. 12.2. Objetivo e escopo Com objetivo de explorar as potencialidades entre a expansão da produção de biocombustíveis e a utilização eficiente da terra no Brasil, esse estudo se propôs a avaliar algumas das principais técnicas conhecidas como “poupa-terra”. As técnicas avaliadas foram as seguintes: (a) Recuperação e uso de pastagens degradadas agricultáveis; (b) Cultivo sequencial – expansão do milho 2° safra; (c) Aproveitamento dos resíduos agrícolas disponíveis; (d) Ganho de produtividade das principais culturas energéticas. Para cada técnica selecionada, foi realizada uma breve descrição e avaliação do seu potencial, como também a quantificação do volume incremental de biocombustíveis capaz de ser gerado a partir da sua implementação. Vale ressaltar que o potencial estimado foi limitado por fatores condizentes com a realidade técnico-econômica e científica do setor, visando estimar um volume incremental de biocombustíveis que seja provável de ser alcançado, em um cenário de implementação parcial ou integral das técnicas avaliadas. Além disso, outras técnicas “poupa-terra” e seus cobenefícios não quantificados nesse estudo são citadas nas considerações finais para possíveis aprimoramentos futuros dessa análise. 12.3. Avaliação das técnicas “poupa-terra” Nesta seção são detalhadas as técnicas selecionadas para avaliação neste artigo, tanto como a quantificação do potencial de cada uma delas em expandir a produção de biocombustíveis, sem ocasionar competição por produção de alimentos e uso da terra. Recuperação e uso de pastagens degradadas agricultáveis As pastagens ocupam cerca de 20% do território nacional, representando uma área total de aproximadamente 177 Mha em 2023. Estima-se que mais de 60% (~110 Mha) das pastagens no Brasil possuem níveis moderado ou severo de degradação (BOLFE et al., 2024), o que representa estágios de médio ou baixo vigor vegetativo, respectivamente. Estudo recente da Embrapa (Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária) (BOLFE et al., 2024) estimou que 28 Mha de pastagem degradada (16% do total das pastagens) no Brasil estariam aptas para conversão agrícola, o que representaria um aumento de cerca de 35% da área atualmente destinada para agricultura no país. Este estudo considerou diversos dados sobre áreas restritas, zoneamento agrícola de risco climático do Brasil (Zarc) (MAPA, 2023), potencial agrícola de cada região do país e infraestrutura disponível para armazenagem e escoamento da produção agrícola; ao mesmo tempo que excluiu áreas com restrições ambientais (ex.: terras indígenas e assentamentos) e de alta prioridade para conservação da biodiversidade.

Outro estudo recente realizado pelo CNPEM (Centro Nacional de Pesquisa em Energia e Materiais) (SILVA, 2024) estimou que 36 Mha de pastagens degradadas estariam aptos para expansão agrícola. Semelhante à análise da Embrapa, este estudo também eliminou áreas com restrição ambiental e de alta importância para conservação da biodiversidade, além de considerar os novos critérios recém atualizados no zoneamento agroecológico global (AEZ) que recebeu melhorias em sua resolução espacial. O presente estudo optou por utilizar o valor da Embrapa, de 28Mha de pastagens degradadas aptas para conversão agrícola, por se tratar de uma estimativa mais conservadora e com dados disponíveis distribuídos entre os estados brasileiros. Para fins de recorte geográfico, ainda de forma genérica, os principais estados localizados no bioma Amazônia serão desconsiderados, pois entende- se que são áreas prioritárias para restauração florestal, resultando assim em um total de 24 Mha de pastagens degradadas aptas para conversão agrícola, conforme a tabela 1 abaixo. Adicionalmente, se aplicará um recorte de declividade a fim de excluir as áreas com inclinação acima de 8%, pois declives acima desse patamar inviabilizam o cultivo das principais culturas energéticas com alto grau de mecanização, como a cana-de-açúcar, milho e soja. Esse recorte se faz necessário, uma vez que a estimativa da Embrapa não restringe áreas por bioma e nível de declividade, abarcando todas as culturas, inclusive aquelas aptas para cultivo em terrenos acidentados, como espécies florestais e culturas perenes. O fator de declividade utilizado foi obtido utilizando informações do banco de dados do SGB (Serviço Geológico do Brasil) processadas no software Arcgis, resultando em cerca de 70% das áreas, excluindo os principais estados da Amazônia, apresentando uma declividade plana (0% a 3%) ou suave ondulada (3% a 8%) (SGB, 2024). Como esse dado não se limita apenas às áreas de pastagem degradada, e considerando que, principalmente na região Sul e Sudeste, as pastagens degradadas tendem a ocupar áreas mais acidentadas, como encostas e morros, para fins de estimativa conservadora, será aplicado um fator médio de 50% para todos os estados. Destaca-se a necessidade de estudos futuros refinarem essa análise considerando a declividade média real das pastagens degradadas do Brasil, por região. Os resultados são apresentados na Tabela 8. Tabela 8 – Áreas e produção de biocombustíveis por estado Estados AL BA CE ES GO MA MG MS MT PB PE PI PR RJ RN RS SC SE SP TO Total Pastagem degradada apta para conversão agrícola (Mha) 0,04 1,96 0,13 0,03 4,68 0,73 4,01 4,34 5,12 0,05 0,27 0,21 0,54 0,01 0,12 0,35 0,01 0,04 0,73 0,79 24,2 Declividade: restrição <= 8% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50%

Área selecionada total (Mha) 0,02 0,98 0,07 0,02 2,34 0,37 2,01 2,17 2,56 0,03 0,14 0,11 0,27 0,01 0,06 0,18 0,01 0,02 0,37 0,40 12,08 Arranjo agrícola* 1 2 1 1 3 2 3 3 3 1 1 2 3 1 1 2 2 1 1 2

Biocombustível** E B E E B/E B B/E B/E B/E E E B B/E E E B B E E B

Produção de biocombustível (ML) 89 131 289 67 1.111 49 952 1.031 1.216 111 601 14 128 22 267 23 1 89 1.624 53 7.868 *Arranjo agrícola: (1) Cana-de-açúcar / (2) Soja / (3) Soja e Milho 2° safra **Biocombustível: (E) Etanol / (B) Biodiesel Fonte Elaboração própria (BOLFE. et al., 2024). A produção adicional de biocombustíveis através da recuperação de pastagens degradadas agricultáveis e potencialmente mecanizáveis no Brasil foi estimada em cerca de 8 bilhões de litros, considerando a mesma parcela de cana, soja e milho destinada para produção de biocombustível atualmente no Brasil (cerca de 50%, 20% e 15%, respectivamente). Em um cenário cuja expansão desses cultivos energéticos ocorresse em pastagens degradadas e que a soja e milho oriundos dessa área adicional fossem integralmente destinados para produção de biocombustível, o potencial poderia alcançar 32 bilhões de litros adicionais. Para simplificação da análise, foram consideradas apenas as principais culturas energéticas já estabelecidas no país (cana-de-açúcar, soja e milho) e os

arranjos agrícolas selecionados por estado, com rotação soja e milho 2° safra apenas nos estados do Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, Minas Gerais e Paraná. O biocombustível produzido selecionado foi etanol de primeira geração para cana-de-açúcar e milho, e biodiesel para soja. Vale ressaltar que a produção adicional dessas culturas poderia impulsionar também a geração de outros biocombustíveis, como etanol de segunda geração a partir dos resíduos agrícolas ou diesel verde (rota HEFA) ao invés de biodiesel, porém esse potencial não foi considerado. Cultivo sequencial – expansão do milho 2° safra O cultivo sequencial é uma prática agrícola que envolve o cultivo de duas ou mais safras em sequência ao longo do mesmo ano agrícola, aproveitando as janelas climáticas favoráveis. No Brasil, essa técnica tem ganhado destaque principalmente no Cerrado, onde a combinação de soja no verão seguida por milho ou sorgo no outono e, em alguns casos, trigo ou feijão na terceira safra, maximiza o uso da terra e dos recursos disponíveis. As vantagens incluem a maior eficiência produtiva, redução dos custos com maquinário e mão-de-obra, e a melhoria da qualidade do solo devido à rotação de culturas, que ajuda a controlar pragas e doenças. Além disso, o cultivo sequencial pode contribuir para a estabilidade econômica dos produtores, gerando receita em diferentes períodos do ano e diminuindo a dependência de uma única safra. O milho é a segunda cultura em área no Brasil e a maior cultivada em rotação com outras culturas. A safra de milho que era plantada concomitante com a soja, passou em 2011 a ocupar em maior escala a produção oriunda do cultivo de segunda safra, principalmente no Centro-Oeste do país, em sequência ao cultivo da soja. Os gráficos 1 e 2 abaixo mostram o perfil de expansão do cultivo de primeira, segunda e terceira safra de milho, desde 1977 até 2022. É possível observar que a produção de milho hoje em dia é majoritariamente proveniente de segunda safra, ocupando mais de 16 Mha, ante aproximadamente 4 Mha de milho primeira safra, com uma produção cerca de 5 vezes superior. Gráfico 57 – Área de produção de milho

Fonte: EPE,2024 (elaboração própria). 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Área (Mha) Area 1ª SafraArea 2ª SafraArea 3ª Safra

Gráfico 58 –Produção de milho

Fonte: EPE,2024 (elaboração própria). O clima favorável, principalmente do Centro-Oeste do país, permite que o cultivo de milho seja feito logo após a colheita da soja, no início do outono. Porém, essa técnica ainda não é viável nas áreas de soja da região do extremo sul do país, devido às temperaturas mais amenas durante os meses de outono e inverno. O Brasil tem potencial para expandir ainda mais o cultivo de milho segunda safra, considerando as áreas de soja ainda subutilizadas durante os meses de entressafra. O gráfico 3 a seguir mostra o perfil de ocupação da soja e milho segunda safra nos 8 principais estados produtores de grãos do Brasil com aptidão climática favorável para cultivo de segunda safra. Gráfico 59 - Perfil de ocupação do milho de segunda safra no Brasil, por estado

Fonte: COLUSSI et al., 2024. É possível identificar que o cultivo de milho segunda safra no Brasil ocupa cerca da metade da área destinada ao cultivo da soja, o que representa assim um potencial de dobrar seu volume no futuro. Diante desse cenário, este estudo considerou a expansão do cultivo de milho segunda safra nos 16,6 Mha (52%) ainda disponíveis em sequência da soja nos estados que apresentam uma condição climática adequada, resultando em uma produção adicional de etanol de cerca de 38 bilhões de litros por ano. Vale ressaltar que essa estimativa considera toda a expansão do milho 2° safra sendo destinada para produção de etanol, o que difere da realidade atual em que apenas cerca de 15% da produção de milho no Brasil é destinada para produção de etanol. Ao considerar a mesma 0 20 40 60 80 100 120 Produção (Mt) Produção 1ª SafraProdução 2ª SafraProdução 3ª Safra 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 0 5 10 15 20 25 30 35 Mato GrossoParanáGoiásMato Grosso do Sul Minas GeraisTocantinsSão PauloMaranhãoTotal Área (Mha) Soja (Mha)Milho 2° safra (Mha)Disponível p/ expansão de 2° safra (%)

proporção atual de processamento de milho para geração de etanol, a produção adicional de milho 2° safra estimada resultaria numa produção de cerca de 6 bilhões de litros. Vinculado a essa produção, também haveria a geração adicional do coproduto DGS (grãos de destilaria com solúveis) que pode ser destinado à ração animal e do óleo de milho consumido pelo setor alimentício. Aproveitamento dos resíduos agrícolas disponíveis O Brasil, sendo um dos principais produtores agrícolas do mundo, possui uma alta disponibilidade de resíduos agrícolas que podem ser convertidos em biocombustível. Porém, existem certos desafios a serem considerados ao estimar esse potencial de uma forma compatível com a realidade do setor como, por exemplo, os custos elevados de logística para coleta no campo e tecnologias de conversão. Nesse sentido, este estudo utilizou a ferramenta SIEnergia*, desenvolvida pela EPE em parceria com o Parque Tecnológico de Itaipu (PTI), que tem o intuito de suportar estudos econômico- energéticos e ambientais de forma integrada. Esta ferramenta possui um módulo específico de coprodutos da agropecuária, que possibilita estimar o potencial de conversão energética dos principais resíduos agrícolas impondo restrições técnico-econômicas, como a viabilidade e custo de coleta e industrialização. Na simulação realizada, foram aplicados 2 fatores técnico-econômicos restritivos sobre a quantidade total dos principais resíduos lignocelulósicos disponíveis para produção de etanol de segunda geração (E2G): (1) fator de disponibilidade, que restringe a parcela de resíduos com elevado custo de coleta (R$/t), nos casos em que o retorno do investimento de uma usina de E2G se torna inviável (capacidade de produção de 82M de litros, com CAPEX de R$ 1,2 bilhão e OPEX de 5% ao ano (RAÍZEN, 2024); e (2) fator coleta, que representa a parcela do resíduo que pode ser retirada do campo, sem causar impacto negativo na qualidade e conservação do solo. A Tabela 9 mostra os fatores aplicados e a estimativa da produção de biocombustível. Tabela 9 – Estimativa produção biocombustíveis com biomassa residual

Produção (t) Fator biomassa Biomassa (t) Fator disponibilidade Fator coleta Biomassa final (t) Umidade (%) Conversão (t/litroE2G) Produção E2G (Ml) Viabilidade Cana (bagaço) 713.293.700 30% 213.988.110 10% 100% 21.398.811 50% 150 3.210 Alta Cana (palha) 713.293.700 16% 114.126.992 25% 40% 11.230.096 15% 255 2.864 Média Milho (palha) 131.085.011 187% 245.128.971 22% 40% 21.865.504 15% 255 5.576 Baixa Soja (palha) 151.963.045 134% 203.630.480 30% 30% 18.265.654 15% 255 4.658 Baixa Fonte: EPE, 2024 (Elaboração própria). Apesar da disponibilidade de outras biomassas residuais para produção de biocombustível, como os resíduos florestais (cavaco de eucalipto) e cascas (arroz e café), esse estudo se limitou a considerar apenas as biomassas lignocelulósicas das principais culturas energéticas do país, por se tratar de um recurso mais abundante e já inserido na cadeia de produção de biocombustíveis. Vale ressaltar também que a produção de biogás e biometano a partir de resíduos com alto teor de matéria orgânica, como a vinhaça da cana-de-açúcar, não foi considerada, devido à possibilidade de competirem com outros fins não energéticos. Além disso, exceto o bagaço da cana-de-açúcar que já se encontra disponível nas usinas (considerou-se 10% do bagaço total produzido no Brasil como excedente disponível para produção de E2G), a viabilidade do uso das palhas foi classificada como média ou baixa, devido principalmente às condições logísticas e econômicas de cada cultura. Por exemplo, a palha da soja tem uma função primordial de proteger e conservar o solo para viabilizar o plantio de milho 2° safra, enquanto a produção do milho é muito pulverizada, com distâncias muito elevadas entre fazenda e usina,

dificultando a coleta dessa palha no campo, como também é responsável pela complementação nutricional do solo, principalmente de potássio. Ganho de produtividade das principais culturas energéticas: As três principais culturas brasileiras são a soja, o milho e a cana de açúcar (CONAB, 2024a). Juntas ocupam uma área de 56,8 milhões de hectares, correspondendo a 6,9% do território brasileiro, e mais de 70% da área destinada para agricultura no Brasil. Essas culturas são também as mais importantes para obtenção de produtos energéticos, como por exemplo os óleos oriundos da soja, etanol da cana-de-açúcar e do milho, energia elétrica dos resíduos lignocelulósicos e biometano da vinhaça produzida na indústria sucroenergética. A soja atualmente ocupa uma área de 44,1 milhões de hectares distribuídos por todo o território nacional, com uma produção de 154,6 milhões de toneladas (CONAB, 2024). No período de 1976 a 2023, a produção de soja no Brasil passou de 12,1 milhões para 154,6 milhões de toneladas, representando um crescimento de cerca de 1.200%, enquanto a área cultivada expandiu menos da metade desse valor (aproximadamente 530%), reflexo principalmente do ganho de produtividade alcançado pelo setor nos últimos anos, que passou de 1.740 kg/ha em 1976 para 3.507 kg/ha em 2023. Isso representa um aumento de produtividade média de 2% ao ano observado nesse período. Em um período recente, a cultura do milho, principalmente no Centro-Oeste brasileiro, passou por mudanças no seu perfil de produção, ocupando áreas antes subutilizadas durante os meses da entressafra da soja. Em 1976, a produção do milho era oriunda exclusivamente do cultivo de primeira safra, com uma produtividade média de 1.630 kg/ha. A partir de 2013, a produção de milho do Brasil passou a ser representada majoritariamente pelo cultivo de segunda safra. Em 2023, considerando a primeira, segunda e terceira safra de milho, sua produtividade média foi de 5.955 kg/ha, o que representa um ganho médio de aproximadamente 6% ao ano, desde 1976 até 2023. A cana-de-açúcar é a cultura mais antiga cultivada comercialmente no Brasil, inicialmente para a produção de açúcar e depois, com a implementação do Proálcool na década de 1970, para a obtenção de etanol combustível. Os registros de área plantada de cana datam de 1975, com 1,9 milhão de hectares e uma produção total de 88,9 milhões de toneladas, obtendo assim uma produtividade na época de 46,82 t/ha. Em 2023, a produção alcançou 713,1 milhões de toneladas, com produtividade média de 85,58 t/ha e com área plantada de 8,7 milhões de hectares. Sendo assim, os ganhos de produtividade entre 1975 e 2023 foram de 83%, o que representa um ganho médio de 1,7% ao ano observado nesse período. Embora os ganhos de produtividade estejam relativamente estáveis nas últimas safras, as três principais culturas energéticas ainda não atingiram seus limites teóricos de produtividade, próximos àqueles encontrados em experimentos com fatores de produção controlados. Segundo a Conab (2017), a produtividade média é otimizada no ponto em que uma quantidade ótima de fatores de produção é utilizada para uma determinada quantidade fixa de área plantada. Nesse sentido, os fatores de produção implicam cada vez mais em controle e intervenção com variedades e cultivares adequados a diferentes tipos de solo e clima, resistentes a pragas e doenças, maquinário eficiente, manejo apropriado para cada cultura, e outras ações relativas à agricultura de precisão. Para estimar o volume adicional futuro de biocombustíveis capaz de ser produzido a partir do ganho de produtividade provável das três principais culturas energéticas do Brasil, analisou-se o seu aumento histórico de produtividade desde 1975 até 2023 e o potencial teórico encontrado na literatura mais recente. Diante desses fatores, estimou-se o aumento da produtividade média de cada cultura mais compatível com a performance histórica (denominado como “potencial prático”), considerando o ano de 2050 como limite para alcance desse potencial, a partir da seguinte fórmula:

( 푃푟표푑푢푡푖푣푖푑푎푑푒 ( 2023 ) 푁° 푑푒 푎푛표푠 ( 1975 푎 2023 )

푃표푡푒푛푐푖푎푙 푇푒ó푟푖푐표 푁° 푑푒 푎푛표푠 ( 2025 푎 2050 ) ) 2 x N° de anos (até 2050) O potencial prático estimado de aumento da produtividade das 3 principais culturas energéticas do Brasil foi de: • Soja:
( 3507 48 + 8000 25 ) 2 x 25 = 4.913 kg/ha • Milho:
( 5955 48 + 14000 25 ) 2 x 25 = 8.551 kg/ha • Cana:
( 85,6 48 + 148 25 ) 2 x 25 = 96,3 t/ha A partir desse potencial prático estimado, a produção adicional de cada cultura foi calculada e convertida em biocombustível, conforme Tabela 10. Tabela 10 – Ganho de produtividade estimado e produção incremental de biocombustível Produtividade 1975/76 2022/23 Ganho (1975 - 2023) Potencial Teórico 1

Potencial Prático Produção adicional agrícola (Mt) Produção incremental de bicombustível (ML) Soja (kg/ha) 1.740 3.507 101% 8.000 4.913 62,0 2.355 Milho* (kg/ha) 1.630 5.955 265% 14.000 8.551 57,8 3.295 Cana (t/ha) 46,8 85,6 83% 148 96,3 89,2 4.637 Fonte: Elaboração própria, (VOGEL et al. (2021), WACLAWOVSKY et al. (2010) e LONG et al. (2017)) 12.4. Resultados A partir dos potenciais estimados de área disponível para expansão de cultivos energéticos (pastagem degradada e segunda safra), disponibilidade de resíduos agrícolas e ganhos de produtividade, foi estimada a quantidade de biocombustível adicional que pode ser gerada em cenários de aproveitamento parcial ou integral das técnicas “poupa-terra” avaliadas. Tabela 11 – Recuperação e uso das pastagens degradadas agricultáveis

Área degradada (Mha) Etanol Cana (ML) Etanol Milho (ML) Biodiesel (ML) Total (ML) Cenário parcial 12,1 3.160 3.193 1.515 7.868 Cenário integral 12,1 3.160 21.289 7.576 32.025 Nota: *Cenário parcial: reflete a proporção atual da produção de soja e milho destinada à produção de biocombustíveis *Cenário integral: considera toda produção de soja e milho adicional sendo destinada à produção de biocombustível Fonte: Elaboração própria. Tabela 12 – Cultivo sequencial - expansão do milho segunda safra Área disponível (Mha) Área disponível (Mha) Produtividade Milho 2° Safra (kg/ha) Produção Adicional de milho (Mton) Produção Adicional de Etanol (ML) Cenário parcial 16,6 5.954 98,8 5.672 Cenário integral 16,6 5.954 98,8 37.816 Nota: *Cenário parcial: reflete a proporção atual da produção de milho destinada à produção de biocombustíveis **Cenário integral: considera toda produção de milho adicional sendo destinada à produção de biocombustível Fonte: Elaboração própria.

Tabela 13 – Aproveitamento dos resíduos agrícolas disponíveis

Biomassa total (Mt) Produção E2G (ML) Viabilidade Cana (bagaço) 21,4 3.210 Alta Cana (palha) 11,2 2.864 Média Milho (palha) 21,9 5.576 Baixa Soja (palha) 18,3 4.658 Baixa Fonte: Elaboração própria. Tabela 14 – Ganho de produtividade das principais culturas energéticas:

Produtividade (kg/ha) Prod. potencial (kg/ha) Área cultivada (Mha) Produção agrícola adicional (Mt) Produção biocombustível (ML) Soja 3.507 4.913 44,1 62 2.355 Milho 5.955 8.551 22,3 57,8 3.295 Cana 85,6 96,3 8,3 89,2 4.637 Nota: *Soja: biodiesel / Milho e Cana-de-açúcar: Etanol de 1° geração Fonte: Elaboração própria. A partir dos resultados encontrados, foi possível estimar um potencial de produção adicional total de 23 a 85 bilhões de litros de etanol e de 4 a 10 bilhões de litros de biodiesel. Gráfico 60 - Potencial de produção incremental de biocombustível

Fonte: Elaboração própria. A estimativa do potencial 1 (provável) representa um volume de expansão de biocombustíveis com maior grau de probabilidade de ser alcançado, ancorada em indicadores médios já praticados no setor, que contemplam os cenários parciais representados nas ações de recuperação de pastagens degradadas e cultivo de milho 2° safra, tanto como a inclusão apenas do volume adicional de E2G produzido por resíduo com alta viabilidade técnico-econômica (bagaço de cana-de-açúcar). Já o cenário potencial 2 (aspiracional) representa uma grandeza de recurso disponível total em um cenário de aproveitamento integral deste recurso para produção de biocombustível, refletindo em um menor grau de probabilidade, devido à necessidade de maiores investimentos e a superação de barreiras técnicas-operacionais. Logo, este estudo estima que existe uma oportunidade concreta, com um razoável grau de probabilidade, para produção de biocombustíveis no Brasil de expandir cerca de 80% apenas com a adoção de técnicas “poupa-terra” (potencial 1 – provável). Evidente que o alcance deste potencial dependerá fortemente de um arcabouço regulatório e econômico robusto que vise a implementação de políticas de incentivo para viabilização das técnicas elucubradas, tanto como o reconhecimento dessas técnicas nos mercados globais e a busca por eficientização dos agentes privados. 35 58 120 8 11 18 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Produção atualPotencial 1 (provável) Potencial 2 (aspiracional) Bilhões de Litros EtanolBiodiesel

12.5. Considerações finais Esse estudo corrobora a premissa de que, a partir da implementação de técnicas “poupa-terra”, o Brasil apresenta um potencial promissor de expansão da produção de biocombustíveis sem refletir em aumento da competição por terra, por meio da recuperação de áreas degradadas, uso de técnicas de intensificação e rotação de culturas, aumento da produtividade e melhor aproveitamento dos resíduos agroindustriais disponíveis. Existem cobenefícios não quantificados nesse estudo que podem ser obtidos através da expansão da produção de biocombustíveis pelas técnicas “poupa-terra”, como por exemplo: a produção adicional de alimento, como o farelo de soja e o DGS e óleo do milho; o acúmulo de carbono no solo pela recuperação das áreas degradadas; melhoria da qualidade do solo e da água devido à melhor cobertura vegetal; entre outros. É importante frisar que existem outras técnicas não exploradas neste estudo que também podem proporcionar um aumento da produção de biocombustíveis sem aumentar a competição pelo uso da terra, como por exemplo: os sistemas de integração lavoura, pecuária e floresta (ILPF), o aumento de esmagamento da soja para produção de óleo (apenas cerca de 1/3 da soja hoje em dia é processada no Brasil), a utilização do CO 2 biogênico das usinas do setor sucroenergético para produção de combustíveis sintéticos renováveis, a utilização dos demais resíduos e efluentes agroindústrias não considerados nesse estudo, entre outras. Para fins de simplificação, este estudo considerou apenas o etanol e o biodiesel como biocombustíveis. Apesar da simplificação, essa abordagem permite apresentar uma ordem de grandeza coerente de volume e energia primária potencial da expansão dos biocombustíveis, mesmo que as rotas implementadas no futuro sejam diferentes, como os óleos vegetais destinados para a produção de diesel verde (ao invés de biodiesel FAME) e SAF (rota HEFA), o etanol sendo processado para gerar outros combustíveis, como o bioquerosene de aviação (rota AtJ), ou até mesmo o seu processamento para produção de hidrogênio renovável, entre outras possibilidades. Por fim, é de suma importância se atentar aos dados recentes sobre a dinâmica do uso da terra no Brasil. Os níveis de desmatamento, principalmente nos biomas Amazônia e Cerrado, vêm se mantendo extremamente altos nos últimos anos. As técnicas “poupa-terra”, apesar de se mostrarem uma alternativa para um uso da terra mais eficiente no Brasil, ainda são pouco implementadas, devido principalmente aos seus custos mais elevados. Levando em consideração que os biocombustíveis podem acessar mercados “premium” com maior propensão a pagar por um atributo ambiental, seja ele de descarbonização ou qualquer outro serviço ecossistêmico, as técnicas “poupa- terra” uma vez reconhecidas e premiadas nesses mercados através dos biocombustíveis, podem servir como um vetor para recuperação de áreas e redução do desmatamento no Brasil, contribuindo para a redução de emissões do principal setor emissor de GEE no Brasil, convergindo com os esforços do governo brasileiro.

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