Hidrogênio Renovável,
Mercado de Carbono e
Eólica Offshore
Lista das Leis Brasileiras que se relacionam e tem impacto com a Descarbonização da Economia de forma geral.
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Seguem também algumas opiniões pessoais sobre essas Leis.
1 - ​Lei 14.948 de 02 de agosto de 2024
Estabelece o Marco Regulatório para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbono, Hidrogênio Renovável e Hidrogênio Verde, além de criar mecanismos de incentivo ao setor;
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2 - Lei Nº 14.990 de 27 de setembro de 2024
Institui o PHBC que tem como objetivo conceder crédito fiscal na produção e no consumo de hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados produzidos no território nacional;
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3 - Lei Nº 15.042 de 11 de dezembro de 2024
Institui o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SBCE) e estabelece as bases para a criação do Mercado Regulado de Carbono no Brasil.
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4 - Lei Nº 15.097 de 10 de janeiro de 2025
Regulamenta a instalação de parques de energia eólica offshore no Brasil, estabelecendo diretrizes para o uso de bens da União em ambiente marinho para a geração de energia elétrica.
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5 - Lei Nº 14.902 de 27 de junho de 2024
Institui o Programa Mobilidade Verde e Inovação (Programa Mover);
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6 - Lei Nº 14.993 de 08 de outubro de 2024
Combustível do Futuro;
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7 - Lei Nº 15.103 de 22 de janeiro de 2025
Institui o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten);
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Lei 14.948/2024 - Estabelece o Marco Regulatório para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbono, Hidrogênio Renovável e Hidrogênio Verde, além de criar mecanismos de incentivo ao setor.
A LEI Nº 14.948, de 2 de agosto de 2024 basicamente traz 3 definições legais para o Brasil em relação ao Hidorgênio: a) Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (e seus derivados); b) Hidrogênio Renovável ; e c) Hidrogênio Verde.
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Art. 4º Para os fins desta Lei e de sua regulamentação, consideram-se:
Inciso XII - hidrogênio de baixa emissão de carbono: hidrogênio combustível ou insumo industrial coletado ou obtido a partir de fontes diversas de processo de produção e que possua emissão de GEE, conforme análise do ciclo de vida, com valor inicial menor ou igual a 7 kgCO2eq/kgH2 (sete quilogramas de dióxido de carbono equivalente por quilograma de hidrogênio produzido);
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Inciso XIII - hidrogênio renovável: hidrogênio de baixa emissão de carbono, combustível ou insumo industrial coletado como hidrogênio natural ou obtido a partir de fontes renováveis, incluindo o hidrogênio produzido a partir de biomassa, etanol e outros biocombustíveis, bem como hidrogênio eletrolítico, produzido por eletrólise da água, usando energias renováveis, tais como solar, eólica, hidráulica, biomassa, etanol, biogás, biometano, gases de aterro, geotérmica e outras a serem definidas pelo poder público;
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Inciso XIV - hidrogênio verde: hidrogênio produzido por eletrólise da água, utilizando fontes de energia renováveis, tais como as previstas no inciso XIII deste caput, sem prejuízo de outras que venham a ser reconhecidas como renováveis;
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Devemos lembrar que, conforme a Lei, o hidrogênio de baixo carbono e o hidrogênio renovável no Brasil, não são o hidrogênio renovável da Europa (lembrar da regulamentação do RFNBO da Europa).
Os outros três pontos mais importantes da Lei, além da definição de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono, Renovável e Verde são os seguintes: a) autorização para produção; b) certificação do hidrogênio; b) ; e c) o Rehidro (Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono).
a) A autorização para produção de hidrogênio será emitida pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Dependendo do volume produzido e do uso do hidrogênio como insumo, não será necessário a Autorização da ANP, mas somente o registro da atividade na ANP.
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b) Instituiu o Sistema Brasileiro de Certificação do Hidrogênio (SBCH2). Lembrar que existe a Instituição Acreditadora, a Empresa Certificadora e a Gestora dos Registros do SBCH2. No Art. 25. está escrito que: a autoridade reguladora deverá prever mecanismos de interoperabilidade e de harmonização com padrões internacionais de certificação de hidrogênio e poderá estabelecer regras para reconhecimento de certificado para o hidrogênio e seus derivados que forem objeto de importação, observados os objetivos da Política Energética Nacional. Aqui fica uma dúvida: Um produtor de H2 no Brasil pode comprar crédito de carbono no Mercado Regulado do Brasil e dizer que o H2 dele é negativo de emissão???
c) Rehidro: Ver o Art. 27: É beneficiária do Rehidro a pessoa jurídica que, no prazo de até 5 (cinco) anos, a partir de 1º de janeiro de 2025, seja habilitada para a produção de hidrogênio de baixa emissão de carbono, nos termos de regulamento. O Rehidro concede suspensão de PIS, Cofins, PIS-Importação e Cofins-Importação na compra ou importação de equipamentos novos e de materiais de construção destinados aos projetos de hidrogênio (basicamente esses são os benefícios fiscais de que tratam os arts. 3º, 4º e 5º da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007). São permitidos o ingresso no Rehidro e o aproveitamento desse regime pelas empresas instaladas em Zonas de Processamento de Exportação (ZPEs), sem prejuízo dos benefícios estabelecidos na Lei nº 11.508, de 20 de julho de 2007.
OBS-1: Os critérios de Adicionalidade, Temporalidade e Localização Geográfica que existem nos Atos Delegados da Europa (RFNBO) serão definidos em regulamentação infralegal posterior.
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LEI Nº 14.990, DE 27 DE SETEMBRO DE 2024 - Institui o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC); e altera a Lei nº 14.948, de 2 de agosto de 2024.
Principais pontos de interesse:
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Fica instituído o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (PHBC), que tem como objetivo conceder crédito fiscal na produção e no consumo de hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados produzidos no território nacional;
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O valor do crédito fiscal e as empresas que receberão o benefício serão determinados através de um procedimento concorrencial; O procedimento concorrencial observará, no mínimo, como critério de julgamento das propostas, o menor valor do crédito por unidade de medida do produto. E poderá prever, também entre outras hipóteses, a prioridade aos projetos que: a) prevejam a menor intensidade de emissões de GEE do hidrogênio produzido ou consumido; e b) possuam maior potencial de adensamento da cadeia de valor nacional;
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O total de crédito fiscal passível de ser concedido entre 2028 e 2032 será de R$ 18,3 bilhões. Os limites anuais de créditos serão: R$ 1,7 bilhão em 2028; R$ 2,9 bilhões em 2029; R$ 4,2 bilhões em 2030; R$ 4,5 bilhões em 2031; e R$ 5 bilhões em 2032. Se o dinheiro não for utilizado em um desses anos, poderá ser realocado nos anos seguintes até 2032. O Poder Executivo definirá o montante de créditos fiscais que poderá ser concedido e esses valores deverão ser previstos no projeto de lei orçamentária anual encaminhado pelo Poder Executivo federal ao Congresso Nacional. Os créditos fiscais corresponderão a crédito da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL);
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O crédito fiscal somente poderá ser concedido para as operações de produção e consumo de hidrogênio de baixa emissão de carbono e seus derivados produzidos no território nacional ocorridas no período de 1º de janeiro de 2028 a 31 de dezembro de 2032;
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São elegíveis aos créditos fiscais, empresas ou consórcios de empresas que sejam vencedores do procedimento concorrencial, e que: a) sejam ou tenham sido beneficiários Rehidro, no caso de produtores; ou adquiram hidrogênio de baixa emissão de carbono produzido por empresa ou consórcio de empresas beneficiários do Rehidro, no caso de compradores;
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O Plano de Trabalho do MME destinado à implementação do PHBC, do Rehidro e da Certificação do Hidrogênio, deve ser apresentado ao CNPE no prazo de 90 dias, contados a partir de 30 de setembro de 2024.​
LEI Nº 15.042, de 11 de dezembro de 2024 - Cria o Mercado Regulado de Carbono no Brasil e institui o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SBCE), definindo várias etapas de desenvolvimento e seus cronogramas.
O Mercado Regulado de Carbono estabelece metas de emissão de GEE para as atividades econômicas abrangidas pela lei. Empresas que não atingirem suas metas de redução de emissões poderão comprar permissões de emissão, conhecidas como Cotas Brasileiras de Emissão (CBEs), de empresas que estiverem abaixo do limite. Esse mecanismo cria um sistema de compra e venda destas cotas, funcionando como um incentivo financeiro para que as indústrias adotem práticas produtivas mais limpas e eficientes. Com isso, empresas que investirem em tecnologias de baixo carbono podem obter vantagens competitivas, enquanto aquelas que não se adequarem estarão sujeitas a custos adicionais. A lógica do mercado de carbono é baseada no conceito de “cap-and-trade”.
A implementação do SBCE será gradual e está dividida em cinco fases principais. Essa transição controlada busca evitar impactos bruscos na economia, ao mesmo tempo em que oferece às empresas a oportunidade de se adequar gradualmente às novas regras.
Fase 1 (12 a 24 meses): regulamentação inicial, criação do órgão gestor e definição dos setores que serão regulados. Nesse momento, serão definidos os detalhes operacionais do sistema e as bases jurídicas para o funcionamento do mercado.
Fase 2 (12 meses): operacionalização do sistema de monitoramento, relato e verificação (MRV) das emissões. As empresas terão de reportar suas emissões de forma padronizada, criando uma base de dados que permitirá a fiscalização do mercado.
Fase 3 (24 meses): início da obrigação de apresentar relatórios de emissões e planos de monitoramento, o que fornecerá os dados necessários para o primeiro Plano Nacional de Alocação (PNA).
Fase 4: início do primeiro ciclo de alocação de CBEs e operacionalização dos primeiros leilões. Será publicado o PNA, que definirá as regras de distribuição de cotas e o volume inicial disponível para o mercado. Nessa fase, as primeiras CBEs começam a ser emitidas e negociadas, com a participação das empresas reguladas.
Fase 5: implementação plena do mercado, com o primeiro leilão de CBEs e o início do mercado secundário, que permitirá negociações entre empresas.
A legislação estabelece alguns prazos para implementação do Mercado Regulado de Carbono no Brasil. Entende-se que o mercado esteja completamente operacional nos próximos cinco anos, ou seja, de 2025 a 2029. No cronograma definido pela Lei, o ano de 2025 será totalmente dedicado para a regulamentação infralegal. Na sequência tem-se um período de criação de mecanismos de mensuração para que as empresas que estão no mercado regulado (aquelas que emitem mais de 25 mil tonCO2e / ano, exceto o agronegócio) possam divulgar de forma oficial e confiável seus quantitativos de toneladas de emissões. Aí então, somente depois, é que o Governo Brasileiro realizará o primeiro Plano Nacional de Alocação que definirá o teto e a distribuição entre os setores econômicos afetados pela obrigação do Mercado Regulado de Carbono.
Referência:
Lei Nº 15.097 de 10 de janeiro de 2025 - Regulamenta a instalação de parques de energia eólica offshore no Brasil, estabelecendo diretrizes para o uso de bens da União em ambiente marinho para a geração de energia elétrica.
Segue um Resumo de outras 3 Leis Brasileiras que impactam na questão do Mercado de Carbono e do Hidrogênio (lembrar que o Hidrogênio ou o biodiesel de 2a geração são importantes para o transporte pesado, tanto de passageiros quanto comercial).
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1 - LEI Nº 14.902 de 27 de junho de 2024
Institui o Programa Mobilidade Verde e Inovação (Programa Mover);
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2 - LEI Nº 14.993 de 08 de outubro de 2024 (publicada em 09/out/2024)
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3 - LEI Nº 15.103 de 22 de janeiro de 2025
Institui o Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten)
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- O Programa MOVER tem como objetivo estimular investimentos em inovação para quem quer investir em produzir automóveis com novos tecnologias, dando crédito fiscal e também como contrapartida aumenta exigências de descarbonização da frota automotiva brasileira. O Mover prevê um total de R$ 19,3 bilhões de créditos financeiros entre 2024 e 2028, que podem ser usados pelas empresas para abatimento de impostos federais em contrapartida a investimentos realizados em P&D e em novos projetos de produção.
(https://www.gov.br/mdic/pt-br/assuntos/noticias/2024/junho/presidente-sanciona-lei-do-programa-mover)
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Seguem alguns conceitos importantes que são tratados na Lei Nº 14.902/2024:
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Art. 2º O Poder Executivo federal estabelecerá requisitos obrigatórios para a comercialização de veículos novos produzidos no País e para a importação de veículos novos classificados sob os códigos 87.01 a 87.05 da Tabela de Incidência do Imposto sobre Produtos Industrializados (Tipi), aprovada pelo Decreto nº 11.158, de 29 de julho de 2022, relativos a:
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I - eficiência energética veicular no ciclo do tanque à roda e emissão de dióxido de carbono (eficiência energético-ambiental) no ciclo do poço à roda;
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Art. 2º
§ 4º Adicionalmente ao disposto no caput deste artigo, a partir de 2027 serão estabelecidos requisitos obrigatórios relacionados à pegada de carbono do produto, no ciclo do berço ao túmulo, e serão definidas metas por escopo a partir de 1º de janeiro de 2032, na forma prevista em regulamento.
obs: basicamente os veículos classificados sob os códigos 87.01 a 87.05 da Tipi vão desde tratores, passando por veículos de passageiros e ambulâncias, até veículos de transporte pesado de mercadorias.
[...................]
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Art. 2º
§ 5º Para fins do disposto neste artigo, considera-se:
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I - ciclo do tanque à roda: análise de ciclo de vida que considera as emissões de gases de efeito estufa associadas à operação de veículos leves e pesados dentro de um ciclo de uso padronizado;
II - ciclo do poço à roda: ciclo de vida que considera as emissões de gases de efeito estufa que se originam desde a fase de extração de recursos naturais, passa pela produção e pela distribuição da fonte energética, até seu uso em veículos leves e pesados de passageiros e comerciais;
III - ciclo do berço ao túmulo: ciclo de vida que considera as emissões de gases de efeito estufa incorporadas no ciclo do poço à roda, acrescidas aquelas geradas desde a extração de recursos e na fabricação de autopeças, na montagem e no descarte dos veículos leves e pesados de passageiros e comerciais;
[...................]
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Art. 10. A partir de 1º de janeiro de 2027, por meio de metodologia de bônus e malus definida em ato do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, as externalidades negativas e positivas dos veículos serão quantificadas e poderão ser compensadas, em caso de resultado negativo, sob a forma de projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação e de programas prioritários de apoio ao desenvolvimento industrial e tecnológico para o setor automotivo e sua cadeia, de que trata o art. 27 desta Lei.
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Parágrafo único. Na definição da quantificação das externalidades negativas e positivas, o ato previsto no caput deste artigo observará o limite máximo de 25% (vinte e cinco por cento) incidente sobre a receita decorrente da venda dos veículos.
[...................]
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LEI Nº 14.993 de 08 de outubro de 2024 (publicada em 09/out/2024) - Combustível do Futuro
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​Objetivo: projeto de descarbonização do setor de transportes, impulsionando indústrias como as de cana-de-açúcar, milho e soja, que já respondem pela grande parcela da produção de biocombustíveis no Brasil.
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Pontos importantes a serem observados:
1 - O ProBioQAV (Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação), tem o objetivo de incentivar o uso do combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês). A partir de 2027, os operadores aéreos serão obrigados a reduzir as emissões de gases do efeito estufa nos voos domésticos por meio do uso do SAF. As metas começam com 1% de redução e crescem gradativamente até atingir 10% em 2037. Caberá à Agência Nacional de Aviação Civil (Anac) calcular as metas de redução de emissões, que levará em conta as emissões em cada ano como se todo o consumo fosse de combustível fóssil. A agência também fiscalizará o cumprimento dessa meta. Entretanto, o texto admite “meios alternativos” para cumprir as metas, nos termos de um futuro regulamento. Com base em metodologia e periodicidade definidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a ANP poderá alterar os percentuais de redução de emissões para o ProBioQAV a qualquer tempo se por motivo justificado de interesse público. Para definir esse interesse, o CNPE observará a efetividade ambiental e a eficiência econômica do programa.
2 - Aumenta a percentagem de biodiesel no diesel. A elevação da mistura de biodiesel no diesel para 25% até 2035, ante os atuais 14% (em 2024), conforme prevê a Lei Combustível do Futuro, vai exigir um volume de óleo de soja 296% maior que as 4,8 milhões de toneladas que o país usou para fabricação do biocombustível em 2023, quando a mistura estava em 12%, de acordo com cálculos da Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove). Para que seja possível alcançar esse nível de produção que o aumento da mistura pode requerer até 2035, serão necessários investimentos de 52,5 bilhões de reais em novas usinas e esmagadoras de soja. Entretanto, conforme a Lei 14.993/2024, caberá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) avaliar a viabilidade das metas de aumento da mistura, reduzir ou aumentar a mistura de biodiesel.
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3 - Foi instituído o PNDV (Programa Nacional do Diesel Verde), também pensado para incentivar o uso desse biocombustível. O CNPE fixará, a cada ano a quantidade mínima, em volume, de diesel verde a ser adicionado ao diesel de origem fóssil. Frequentemente, o diesel verde é confundido com o biodiesel. Enquanto o biodiesel é um combustível obtido a partir da reação de óleos ou gorduras com um álcool, o diesel verde possui um processo de produção diferente e faz parte da segunda geração de biocombustíveis. O diesel verde é quimicamente idêntico àquele que vem do petróleo, porém com conteúdo de origem vegetal ou animal, e tem qualidade superior ao biodiesel. O diesel verde é isento de contaminantes e possui maior estabilidade, o que garante menos problemas no armazenamento e no uso em motores diesel, minimizando danos, como entupimento de filtros, bombas e bicos injetores, consequentemente aumentando a vida útil dos veículos.
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4 - O novo percentual de mistura de etanol anidro na gasolina poderá variar entre 22% e 35%. Atualmente, a mistura pode chegar a 27,5%, sendo, no mínimo, de 18% de etanol.
5 - Propõe a regulamentação da atividade de captura e estocagem de carbono (CCS), sendo de responsabilidade da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a criação de um regulamento específico para este tipo de atividade.
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Referências:
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https://www.ibp.org.br/noticias/o-que-e-diesel-verde-ou-diesel-renovavel/
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​Objetivo: Criar o Fundo Verde administrado pelo BNDES para garantir, total ou parcialmente, o risco dos financiamentos concedidos por instituições financeiras para o desenvolvimento de projetos de obras ou P&D´s que atendam os critérios do Paten.
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Pontos importantes a serem observados:
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Art. 5º. Fica criado o Fundo de Garantias para o Desenvolvimento Sustentável (Fundo Verde), fundo de aval de natureza privada e patrimônio próprio, separado do patrimônio dos cotistas, que será sujeito a direitos e obrigações próprios, administrado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), com a finalidade de garantir, total ou parcialmente, o risco dos financiamentos concedidos por instituições financeiras para o desenvolvimento de projetos no âmbito do Paten.
Parágrafo único. O Fundo Verde será composto de créditos detidos por pessoas jurídicas de direito privado perante a União.
Art. 6º. As pessoas jurídicas que tenham projeto de desenvolvimento sustentável aprovado, nos termos da regulamentação prevista no § 2º do art. 3º (Projetos Aprovados para o Paten), poderão integralizar ao fundo de que trata o art. 5º desta Lei créditos de que sejam titulares perante a União.
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Art. 11. Os riscos de crédito assumidos no âmbito do Paten por instituições financeiras autorizadas a operar pelo Banco Central do Brasil, incluídas as cooperativas de crédito, serão garantidos pelas quotas do tomador regularmente constituídas.
Parágrafo único. Os agentes financeiros assegurarão que, no âmbito do Paten, a garantia pelo Fundo Verde seja concedida exclusivamente para financiamento de projetos aprovados em conformidade com o § 2º do art. 3º desta Lei (Projetos Aprovados para o Paten), vedado ao agente financeiro prever contratualmente obrigação ou reter recursos para liquidação de débitos preexistentes.
Art. 12. A garantia concedida pelo Fundo Verde não implicará isenção dos tomadores de suas obrigações financeiras, os quais permanecerão sujeitos a todos os procedimentos de recuperação de crédito previstos na legislação.
Parágrafo único. A recuperação de créditos inadimplidos que excederem a garantia prestada pelo Fundo Verde será realizada pelos agentes financeiros concedentes do crédito ou por terceiros contratados pelos referidos agentes, observados a legislação aplicável e os termos contratuais.
Art. 13. Na hipótese de inadimplemento do financiamento contratado, a execução da garantia ocorrerá por meio da transferência das quotas do Fundo Verde e do crédito subjacente ao agente financeiro.
§ 1º. O agente financeiro que receber as quotas por qualquer razão, no âmbito do Fundo Verde, retirará os créditos subjacentes, mediante o cancelamento das respectivas quotas.
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§ 2º. Os créditos retirados nos termos do § 1º deste artigo manterão a mesma natureza jurídica que possuíam no momento de sua integralização pela pessoa jurídica financiada.
[....]
The problems with Voluntary Carbon Credits and I-RECs
Here is a summary of the issues raised by this MIT Technology Review´s paper, published in July 17, 2024:
1 - Experts, however, are less and less convinced of the value of RECs at this stage. The claim that clean-energy projects wouldn’t have been built without that added support is increasingly unconvincing in a world where those facilities can easily compete in the marketplace on their own.
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2 - But there’s yet another issue that can arise when a company pays for clean power that it’s not directly consuming, whether through RECs or through power purchase agreements made before a project is built: Merely paying for renewable electricity generation that occurred at some point, somewhere in the world, isn’t the same as procuring the amount of electricity that the company consumed in the specific places and times that it did so. Paying a solar-farm operator some additional money for producing electricity it was already going to generate in the middle of the day doesn’t in any meaningful way reverse the emissions that an Amazon fulfillment center or server farm produces by, say, drawing electricity from a natural-gas power plant two states away in the middle of the night.
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3 - “The reality on the ground is that its data centers (Amazon) are driving up demand for fossil fuels,” argued a report last week from Amazon Employees for Climate Justice, a group of workers that has been pushing the company to take more aggressive action on climate change. The organization said that a significant share of Amazon’s RECs aren’t driving development of new projects. It also stressed that those payments and projects often aren’t generating electricity in the same areas and at the same times that Amazon is consuming power. The employee group estimates that 78% of Amazon’s US energy comes from nonrenewable sources and accuses the company of using “creative accounting” to claim it’s reached its clean-electricity goals.
4 - In addition, for several years now Google has worked to purchase or otherwise support generation of clean power in the areas where it operates and across every hour that it consumes electricity - an increasingly popular approach known as 24/7 carbon-free energy. The idea is that this will stimulate greater development of what grid operators increasingly need: forms of carbon-free energy that can run at all hours of the day (commonly called “firm generation”), matching up with the actual hour-by-hour energy demands of corporations. That can include geothermal plants, nuclear reactors, hydroelectric plants, and more. More than 150 organizations and governments have now signed the 24/7 Carbon-Free Energy Compact, a pledge to ensure that clean-electricity purchases match up hourly with their consumption. Those include Google, Microsoft, SAP, and Rivian.​​​
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Renewable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO)
Delegated Acts 2023/1184 e 2023/1185
* - European Union outline detailed rules on definition of renewable hydrogen to ensure that hydrogen is produced from renewable energy sources of non-biological origin and must have a carbon footprint below 3 kgCO2e/kgH2.
* - To ensure that the hydrogen is produced from renewable energy sources and achieves at least 70% greenhouse gas emissions savings, the Commission adopted in June 2023 two delegated acts: 2023/1184 and 2023/1185.
* - The new rules will apply to both domestic producers and international producers exporting renewable fuel to the EU.
* - The Delegated Act 2023/1184 defines under which conditions hydrogen, hydrogen-based fuels, or other energy carriers can be considered as renewable fuels of non-biological origin (RFNBO).
This Delegated Act 2023/1184 is subject to a review in July 2028.
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* - The Delegated Act 2023/1185 defines a methodology to assess the greenhouse gas (GHG) emissions savings from RFNBOs and for recycled carbon fuels (RCFs).
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Elaboração easodre@gmail.com - Obs. : nem todos os aspectos da Regulamentação estão apresentados na Tabela.
Correlação Temporal: Até 31 de dezembro de 2029 pode ser um PPA em base mensal. A partir de 1 de janeiro de 2030 deve ser um PPA em base horária. É importante lembrar que pode ser utilizado um ativo de armazenamento e que tenha sido carregado durante o mesmo período de uma hora em que foi produzida a eletricidade renovável objeto do PPA. Também considera-se cumprido o requisito de correlação temporal sempre que os RFNBOs forem produzidos num período de uma hora em que o preço de eletricidade do mercado “day-ahead” no submercado (bidding zone) da produção do RFNBO seja igual ou inferior a 20 EUR/MWh ou inferior a 0,36 vezes o preço de uma licença de emissão de uma tonelada de equivalente dióxido de carbono.
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Correlação Geográfica: Considera-se cumprido o requisito de correlação geográfica, se estiver satisfeito, pelo menos, um dos seguintes critérios relativos à localização do eletrolisador: a) A instalação de produção de eletricidade renovável abrangida pelo PPA Renovável está ou estava, à data de entrada em funcionamento, localizado no mesmo submercado (bidding zone) que o eletrolisador; b) A instalação de produção de eletricidade renovável está localizada num submercado (bidding zone) interligado, incluindo de outro Estado-Membro, e nesse submercado o preço da eletricidade no mercado “day-ahead”, durante o período de interesse, é igual ou superior ao preço praticado no submercado da produção do RFNBO; c) A instalação de produção de eletricidade renovável abrangida pelo PPA Renovável está localizada num submercado offshore interligado com o submercado em que o eletrolisador está localizado.
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Critério de Adicionalidade: A instalação de produção de eletricidade renovável entrou em funcionamento, no máximo, 36 meses antes da instalação de produção do RFNBO. E a instalação de produção de eletricidade renovável não recebeu apoio sob a forma de auxílio ao funcionamento ou ao investimento (subsídio?) .
Renewable Energy Directive III (RED III) - Targets for Renewable Fuels in Transport
1) Biofuels; 2) Advanced Biofuels; 3) Electrofuels (e-fuels or RFNBO); and 4) Recycled Carbon Fuels (RCF)
Obs-1: Recycled Carbon Fuels (RCFs) are biofuels??? No. The revised Renewable Energy Directive (REDII) establishes a common framework for the promotion of energy from renewable sources in the electricity, heating and cooling, and transport sectors for the 2021-2030 period. As a part of the transport target, Member States may choose to include “recycled carbon fuels”. The REDII includes liquid and gaseous fuels that are either produced from liquid or solid waste streams of non-renewable origin or from waste processing gas and exhaust gas of non-renewable origin as part of the definition of “recycled carbon fuels”. This means that fuels derived from nonrenewable waste streams e.g. fossil waste (plastic, rubber, gaseous wastes etc.) could be promoted through transport targets and support schemes, but could not be considered under the overall renewable energy target [https://zerowasteeurope.eu/wp-content/uploads/2019/04/NGO-joint-briefing-RCF.pdf].
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Obs-2: Eu acho, mas não tenho certeza, que existem os seguintes tipos de combustíveis: 1) biofuels; 2) advanced biofuels; 3) electrofuels; and 4) recycled carbon fuels.
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Obs-3: The main difference between e-fuels and advanced biofuels lies in their production methods: e-fuels are fully synthetic fuels made from carbon dioxide (COâ‚‚) and renewable hydrogen through electrolysis, while advanced biofuels are derived from a biomass feedstock [https://www.andritz.com/spectrum-en/e-fuels-and-advanced-biofuels-concepts].
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Obs-4: Second-generation biofuels, also known as advanced biofuels, are fuels that can be manufactured from various types of non-food biomass. Biomass in this context means plant materials and animal waste used especially as a source of fuel [Wikipedia].
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Obs-5: Advanced biofuel must be produced from qualifying renewable biomass (except corn starch) and must meet a 50% lifecycle GHG reduction. Renewable fuel (or conventional biofuel) typically refers to ethanol derived from corn starch and must meet a 20% lifecycle GHG reduction [https://www.epa.gov/renewable-fuel-standard-program/overview-renewable-fuel-standard-program#:~:text=Advanced%20biofuel%20must%20be%20produced,a%2020%25%20lifecycle%20GHG%20reduction].
Final regulations published for new EU Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) and EU Emission Trading System revisions; CBAM transition period begins 1 October 2023 and purchasing CBAM certificates will be required from 1 January 2026 .
1) On 16 May 2023, regulations for revising the European Union Emission Trading System (EU ETS) and the new EU Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) were published.
2) A transitional period will apply for EU CBAM from 1 October 2023 to 31 December 2025, with solely quarterly reporting obligations; from 2026 onward, purchasing CBAM certificates will be required.
3) The EU ETS will be extended in the aviation and maritime sectors; new ETS II will cover fuels for transportation and heating.
4) Free allowances under the EU ETS will be phased out starting in 2026.
5) Businesses (EU and non-EU) are advised to assess the potential impact and prepare for CBAM obligations.
Timeline for Renewable Energy in the EU (RED´s I, II, III)
The development of the European Renewable Energy Directive (RED) can be narrated through its three significant phases: RED I, RED II, and RED III, each reflecting the evolving commitment of the European Union (EU) to increase its use of renewable energy and reduce greenhouse gas emissions.
RED I (2009)
The first Renewable Energy Directive (RED I) was adopted in 2009. It set an ambitious goal for all EU member states, aiming for a collective target of 20% share of energy from renewable sources in the EU's total energy consumption by 2020. This directive was a foundational step, marking the EU’s firm commitment to renewable energy and addressing climate change. It also established national renewable energy targets tailored to each member state's starting point and potential for renewable energy production.
RED II (2018)
Building on the success and momentum of RED I, the EU revised the directive in 2018, creating RED II. The Renewable Energy Directive 2018 (2018/2001) included more specific measures and targets for different sectors, such as transport, heating, and cooling, and emphasized the importance of sustainability criteria, especially concerning bioenergy. It introduced a sub-target for renewable energy use in transport (14% by 2030) and strengthened the rules on the sustainability of biofuels.
"Fit for 55" package (2021)
"Fit for 55" package was designed, in 2021, to align EU policies with the more ambitious goal of reducing greenhouse gas emissions by at least 55% by 2030. It focuses on integrating renewable energies into new sectors, enhancing the role of hydrogen, and tightening rules on bioenergy sustainability. It also aims to facilitate a higher rate of deployment of renewables, reflecting the EU's heightened commitment to achieving its climate neutrality goal by 2050.
Revised Directive EU 2023/2413
Given the need to speed up the EU’s clean energy transition, the Renewable Energy Directive EU/2018/2001 (RED II) was revised in 2023. The amending Directive EU/2023/2413 entered into force on 20 November 2023. There will be an 18-month period to transpose most of the directive's provisions into national law, with a shorter deadline of July 2024 for some provisions related to permitting for renewables.
O Artigo 6 do Acordo de Paris (COP21 do ano de 2015)
Na minha opinião, toda vez quando eu vou pesquisar o assunto do Artigo 6 do Acordo de Paris ou pesquisar sobre as Metas Nacionalmente Determinadas (NDC) eu sempre fico com a mesma impressão do Prof. Dieter Helm em seu livro “Net Zero: How We Stop Causing Climate Change”: “I am not against more jaw-jaw at the jamborees that the annual Conference of the Parties (COP) have become. But I am against placing much faith in them producing results quickly enough to head off what is likely to happen, or even any meaningful results at all”.
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NDC´s - Nationally Determined Contributions
Countries determine themselves what contributions they should make to achieve the aims of the treaty. As such, these plans are called nationally determined contributions (NDCs). Article 3 requires NDCs to be "ambitious efforts" towards "achieving the purpose of this Agreement" and to "represent a progression over time". The contributions should be set every five years and are to be registered by the UNFCCC Secretariat. Each further ambition should be more ambitious than the previous one, known as the principle of progression. Countries can cooperate and pool their nationally determined contributions. The Paris Agreement does not prescribe the exact nature of the NDCs.
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While the NDCs themselves are not binding, the procedures surrounding them are. These procedures include the obligation to prepare, communicate and maintain successive NDCs, set a new one every five years, and provide information about the implementation. There is no mechanism to force a country to set a NDC target by a specific date, nor to meet their targets. There will be only a “name and shame” system or as János Pásztor, the former U.N. assistant secretary-general on climate change, stated, a "name and encourage" plan [https://en.wikipedia.org/wiki/Paris_Agreement].
Para lembrar: o Artigo 6 do Acordo de Paris prevê dois instrumentos de Mercado de Carbono.
O primeiro deles é uma espécie de comércio dos resultados de mitigação atingidos por um país. Esses resultados de mitigação são reduções de emissões ou remoções de gases de efeito estufa realizadas no território de um país após o ano de 2020, os quais podem ser transferidos para outro país. O Acordo de Paris denomina esses resultados de mitigação como “ITMOs (Internationally Transferred Mitigation Outcomes)”.
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No segundo instrumento, a mitigação ocorre por meio de projetos de redução de emissões ou remoção de GEE certificados por um mecanismo vinculado ao Acordo de Paris (esse mecanismo ainda não tem nome; por enquanto é chamado apenas de “Mecanismo do Artigo 6.4”). Esses projetos podem ser totalmente de iniciativa de atores do setor privado, mas precisarão ser aprovados pelo governo do país onde estão hospedados, de forma similar ao que ocorria com o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) do Protocolo de Quioto. Os certificados de redução de emissões gerados por esse mecanismo (que hoje ainda são chamados apenas de “A6.4ERs” ou “Reduções de Emissões do Artigo 6.4”) também podem ser usados por outros países para abatimento de suas metas climáticas.
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Em Glasgow (COP26 do ano de 2021), os países decidiram que tanto os ITMOs quanto as reduções de emissões certificadas podem ser usadas para outras finalidades além de abatimento das NDCs de um país. Isso significa que poderão ser usadas, por exemplo, para cumprimento de metas das empresas no mercado voluntário de carbono, ou para as metas das companhias aéreas no mercado de carbono do setor da aviação – CORSIA -; ou ainda podem ser embolsados pelos próprios países emissores para serem utilizados dentro dos seus mercados domésticos de carbono. Assim surge um novo tipo de “crédito de carbono” no mercado, um que traz o selo da ONU e a promessa de contribuir para cumprir os objetivos do Acordo de Paris.
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Também em 2022 os países vão continuar rodadas de negociação técnica para complementar e detalhar pontos que não puderam ser decididos em Glasgow. Um desses pontos é sobre a possibilidade de se utilizar atividades de “emissões evitadas”, tanto como atividades elegíveis de ITMOs quanto para projetos do Artigo 6.4. O regulamento de Glasgow prevê que redução de emissões e remoção de GEE são atividades elegíveis para se gerar unidades de mitigação do Artigo 6. Não está claro o que “emissões evitadas” significa, mas há a possibilidade de se considerar nesse conceito determinados projetos de “desmatamento evitado” que mensuram os estoques de carbono que deixam de ser "jogados" para a atmosfera quando uma floresta é mantida de pé [Dieter Helm, "Net Zero: How We Stop Causing Climate Change", 2022].
A agricultura e a pecuária brasileiras vão precisar consumir fertilizante verde? Qual o tamanho desse mercado consumidor?
Reportagens de julho de 2023
O GHG Protocol (Greenhouse Gas Control Protocol)
classifica as emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE),
em escopos 1, 2 e 3
Emissões de escopo 1: emissões diretas das companhias provenientes das suas próprias operações. Ou seja, emissões diretas dos combustíveis fósseis que a companhia compra para "tocar" seus processos produtivos e operações diretas de transporte (não terceirizadas);
Emissões de escopo 2: emissões indiretas basicamente associadas ao consumo de eletricidade e energia da empresa; Seja uma eletricidade utilizada diretamente num processo produtivo, ou mesmo para processos administrativos de escritórios.
Emissões de escopo 3: mais difícil de mapear, são emissões indiretas não contempladas no escopo 2 e que ocorrem na cadeia de valor da empresa. Essa categoria inclui fontes que não são de propriedade ou controle direto da organização, como as associadas à extração de matérias-primas, à cadeia de suprimentos, ao transporte de insumos e produtos, e ao uso ou descarte de bens pelos consumidores finais.