05/Sep/2024

O projeto de lei do Combustível do Futuro (528/2020) cria um programa nacional para produção de biometano, com o consumo obrigatório do combustível renovável na cadeia do gás natural. Para a indústria do biocombustível, o projeto vai destravar investimentos no setor e acelerar a produção, hoje de apenas 2% da capacidade do País. O tema, contudo, foi um dos pontos que mais geraram embate entre o setor energético e o agronegócio, já que produtores de gás natural e a indústria consumidora eram contrárias ao mandato de até 10% de biometano ao gás natural. O mandato de biometano foi mantido pelo relator senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB-PB) com parecer favorável ao projeto na Comissão de Serviços de Infraestrutura e a criação do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano.

O projeto prevê uso de 1% de biometano na produção de gás natural a partir de janeiro de 2026 a um teto de até 10%, dentro de um programa com metas anuais de redução de emissões de gases de efeito estufa no mercado de gás natural a partir do biometano. As metas serão definidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e serão facultativas ao volume de biometano disponível no mercado nacional. Os produtores ou importadores de gás natural deverão comprovar a compra ou a utilização de uma quantidade mínima de biometano na cadeia produtiva ou a aquisição de Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB), que deverá ter rastreabilidade assegurada. Em caso de onerosidade excessiva ou volume de produção insuficiente, há previsão pelo projeto de redução abaixo de 1%, o que também será avalizado pelo CNPE. Para determinar as metas anuais, o CNPE deverá realizar análise de impacto regulatório, conforme dispõe o projeto.

O mandato previsto de biometano no projeto, diferentemente do que ocorre hoje na mistura de biodiesel ao óleo diesel e de etanol à gasolina, não determina a mistura do biometano ao gás natural e sim o consumo obrigatório do combustível renovável na cadeia de produção do gás. A Associação Brasileira de Biogás (ABiogás), que defendeu a inclusão do biometano no projeto, prevê que até 2030 a produção do combustível renovável no Brasil pode chegar a 32 milhões de m³ por dia contra 2,3 milhões de m³ por dia antes da implementação do mandato. A Abiogás estima investimentos de R$ 60 bilhões no setor até 2030, com a adição obrigatória do combustível renovável à cadeia do gás natural. Até 2027, 41 novas usinas devem entrar no mercado, com aporte de R$ 7,4 bilhões e capacidade instalada de 2,9 milhões de m³ por dia. O biometano é produzido sobretudo a partir do bagaço da cana-de-açúcar e de resíduos da produção animal. Ele é obtido no refinamento e processamento do biogás.

Fontes da indústria de biometano afirmam que Vital do Rêgo se comprometeu a manter o mandato de biometano na tramitação do projeto, mas adiantou que faria aprimoramentos, como a restrição do aumento do porcentual obrigatório em caso de alta excessiva do preço do gás natural. Houve reação contrária ao Programa Nacional de Biometano, mas depois que o ex-presidente da Petrobras Jean Paul (Prates) saiu do comando da empresa pública, a pressão acalmou. Não haverá prejuízos ao mercado de gás natural da companhia. Não haverá mistura de biometano ao gás natural. Esse preço será incluído no processo de descarbonização e não vai afetar o preço da energia. A Petrobras detém aproximadamente 75% do mercado de gás natural e, portanto, terá de se adequar às metas de decarbonização previstas no projeto, seja pela adição do combustível renovável nas suas refinarias, seja pelo uso do biometano para produção de combustível renovável de aviação (SAF) ou seja pela compra de certificados de origem de biometano.

Entre os críticos ao mandato obrigatório de biometano, a indústria consumidora do gás natural afirma que haverá elevação do preço do insumo. O Fórum do Gás, que reúne as indústrias que mais utilizam o gás natural, estima que a adição obrigatória do combustível renovável custará R$ 570 milhões por ano aos consumidores. Produtores de biometano contestam esse aumento expressivo no custo do gás natural. Dados apresentados durante a tramitação do projeto pela Abiogás apontavam aumento do preço do gás natural de 0,2% a 0,4%, mas representantes do setor avaliam que o impacto não será repassado aos consumidores em virtude da criação do certificado de garantia de origem. Cálculos do Ministério de Minas e Energia (MME) apontam para impacto de 0,47% no preço do gás natural com a meta de 1% de redução das emissões de gases de efeito estufa no gás a partir do uso obrigatório do biometano. Vital do Rêgo reconheceu, entretanto, no seu relatório, que o tema gerou bastante controvérsia.

Ele citou a aflição da indústria produtora de gás natural, bem como dos setores consumidores, de que a falta do biocombustível e o impacto no preço do gás natural ao consumidor final pudessem debilitar o mercado de gás natural. Ele defendeu mecanismos claros para o cálculo das metas, a partir das estimativas de oferta de gás natural e de biometano no mercado nacional. O setor do biometano comemorou avanços em ajustes no texto aprovado no colegiado de Infraestrutura. O relator incluiu o consumo flexível de termelétricas conectadas ao Sistema Interligado Nacional na contabilização das metas de descarbonização do setor de gás natural, a partir de um cálculo da média decenal de oferta de gás natural. Essa média variou de 81 milhões de m3 por dia a 85 milhões de m3 por dia de gás natural 2010 a 2023. A solução proposta levará o tema a bom termo.

Com o fim de tornar mais previsível a demanda por biometano e CGOB, tanto para os produtores de biometano quanto para os produtores e importadores de gás natural, proponho que seja considerada a média decenal de oferta de gás natural oriunda de produção nacional e importação na definição da meta relacionada ao biometano, o que inclui o consumo flexível das usinas termelétricas, defendeu o Vital do Rêgo, mencionando que em anos de baixa disponibilidade hídrica, como o atual, o País recorre à energia elétrica gerada pelo seu parque de usinas termelétricas, muitas delas a gás natural. Para os produtores de biometano, a nova redação do texto equalizou a exceção do consumo flexível de gás natural por termelétricas nas metas de descarbonização do gás natural, o que diminuía a base de cálculo. Essa métrica de considerar o volume médio na base de cálculo melhorou o texto, porque, além de manter a base de cálculo, ainda traz uma previsibilidade tanto para o produtor de gás que vai ter que comprar biometano quanto para o produtor de biogás em relação à oferta do insumo.

Agora, toda a oferta de gás natural, incluindo as termelétricas, será considerada para calcular o quanto as petroleiras e importadores terão de usar biometano. Outro ponto alterado pelo relator foi a exclusão do volume de biometano utilizado na queima em flare (queima de gases e fluidos que não são utilizados) ou ventilação da emissão do certificado de garantia de origem caso ele não seja rastreado. Somente será possível a emissão do certificado ao biometano autoconsumido caso seja possível garantir a rastreabilidade do CGOB. Por outro lado, nos casos em que a rastreabilidade não seja possível, ou não seja implementada pelo produtor ou pelo produtor-consumidor de biometano, não haverá emissão de CGOB, acrescentou o relator. Os produtores de biometano afirmam que a queima em flare ocorre em percentual significativo no gás natural e não na cadeia do combustível renovável, não sendo, portanto, uma preocupação do setor.

A própria regulamentação já previa isso porque não há emissão de certificado sem emissão de nota fiscal e flare não gera nota fiscal porque não há comercialização do produto. A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, diz que a ausência do Diesel R no PL do Combustível do Futuro não altera, no momento, as estratégias de negócio da empresa. Por enquanto, a produção do Diesel R continuará. O Diesel R é o diesel da Petrobras que mistura derivados fósseis com uma parcela de diesel renovável. A não inclusão no PL preocupa acionistas da empresa, uma vez que sua produção é mais cara que o convencional e, para ganhar mercado, precisaria de condições facilitadas. O PL do Combustível do Futuro estabelece o incentivo ao diesel verde, ao combustível sustentável de aviação, além do aumento da mistura de etanol à gasolina. Fonte: Broadcast Agro. Adaptado por Cogo Inteligência em Agronegócio.