A agenda regulatória do biometano nos estados após o Combustível do Futuro

A aprovação do Combustível do Futuro na Câmara dos Deputados se transformou num marco para o mercado brasileiro de gás natural. O projeto de lei, enviado à sanção presidencial, instituiu um programa de descarbonização que, na prática, cria um mandato para a nascente indústria do biometano. Em paralelo à regulamentação do programa federal, daqui em diante, há também uma agenda regulatória em curso nos estados. São iniciativas pulverizadas, independentes da nova política nacional, mas que, a depender dos caminhos tomados, poderão ajudar – ou dificultar – a implementação das metas do Combustível do Futuro.

O consultor Giovane Rosa, CEO da Gás Orgânico e que atua no desenvolvimento de projetos, acredita que o Combustível do Futuro abre um espaço interessante para o biometano na matriz, mas que será preciso um esforço estadual para que todo o potencial seja aproveitado. Ele destaca que existem, hoje, diferentes estágios de maturidades entre as regulações estaduais – que terão, na visão do consultor, o papel de, ao menos, não criar empecilhos para que o mercado flua. Rosa pontua que um dos principais desafios para que o mandato do biometano seja bem-sucedido será conectar as plantas de biometano, pulverizadas, na infraestrutura de gás. Ele defende que as regulações estaduais deveriam olhar com atenção, portanto, para regras simples de conexão à malha de gasodutos das distribuidoras e para a contratação de biometano no mercado livre. Os marcos estaduais costumam definir limites mínimos de consumo para que um usuário possa ser enquadrado como consumidor livre — o que pode ser um limitador para pequenos projetos. Rosa lembra que o setor de biometano trabalha muitas vezes com investimentos em pequenas plantas e que potenciais clientes dessas unidades teriam dificuldades de migrar para o ambiente livre.

A presidente da Abiogás, Renata Isfer, defende também ajustes nas regras do consumidor parcialmente livre, de forma a permitir que um usuário possa contratar o biometano no mercado livre e, ao mesmo tempo, manter parte de seu consumo de gás no mercado cativo. Segundo ela, o modelo da regulação de São Paulo deveria ser replicado. A Arsesp definiu em 2023 que o usuário parcialmente livre deverá remunerar a concessionária pelo serviço de distribuição do volume total que passa pelo gasoduto – e não apenas o volume contratado no mercado cativo. Caso contrário, criaria-se uma distorção que elevaria o custo médio da distribuição para o usuário parcialmente livre em questão – já que a margem e a TUSD (a tarifa de uso do sistema) são decrescentes. Ou seja, quanto maior o consumo, menor o valor médio. “A regulação estadual foi pensada para o gás natural. O biometano está entrando agora. Os volumes de produção, as distâncias para a rede, os modelos de negócios são realidades diferentes das do gás fóssil. Tem que se olhar para essas particularidades”, afirma Isfer.

Um ponto nevrálgico que os estados também precisarão discutir é a questão da precificação do biometano. Giovane Rosa pontua que a inserção do biocombustível no mix de suprimento das distribuidoras exigirá das concessionárias mais flexibilidade na negociação dos preços e indexações. “As distribuidoras já começaram a conviver melhor com diversidade de indexadores no gás natural, mas o biometano exige ainda mais flexibilidade. Regulações rígidas de precificação tendem a travar o mercado”. As distribuidoras estaduais de gás canalizado têm sido importantes fomentadoras do biometano, seja por meio das chamadas públicas para aquisição do biocombustível, seja a partir da estruturação dos projetos de corredores verdes. Concessionárias como a Compagas (PR), MSGÁS (MS), Copergás (PE) e Bahiagás (BA), por exemplo, estão com chamadas públicas abertas exclusivas para aquisição do gás renovável. A depender da forma como o biocombustível é precificado nesses processos (se as distribuidoras vão remunerar apenas a molécula ou também o atributo ambiental), as chamadas públicas podem vir a concorrer ou não com o mandato do Combustível do Futuro (sem considerar, claro, as discussões de criação de mandatos estaduais, como no RJ). Rosa destaca que o programa federal acertou ao permitir que os produtores e importadores gás natural (sobre os quais recairá o mandato) possam comprovar as metas de descarbonização seja por meio da compra e consumo do biometano em si, seja por meio da aquisição do Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). O mérito desse mecanismo consiste em separar a molécula de seu atributo ambiental.  “O certificado ajuda a desassociar as estruturas. As distribuidoras podem comprar o biometano como se estivessem comprando gás natural, ou seja, interessadas só na molécula, sem precificar o valor ambiental da molécula. Isso permite com que as chamadas públicas nos estados sejam complementares ao Combustível do Futuro”, comentou. Isso porque a concessionária não tiraria de circulação, nesse caso, o certificado – que poderia continuar a ser negociado no mercado, para cumprimento das metas de descarbonização.

Do lado dos consumidores industriais, há uma preocupação com a coexistência do mandato do Combustível do Futuro e os incentivos em âmbito estadual. “Só faz sentido para a distribuidora remunerar apenas a molécula se ela for mais barata ou pelo menos igual ao preço do gás natural. E nem sempre fica claro nas chamadas públicas se o atributo verde está entrando na conta”. “E aí se a chamada é para o biometano e a distribuidora está incorporando o atributo verde, aí isso pode concorrer com as metas do Combustível do Futuro”, contrapõe o diretor de gás da Abrace, Adrianno Lorenzon. Ele cita que as metas do Combustível do Futuro ainda serão regulamentadas e que, a depender de como o atual mercado voluntário será considerado, poderá haver mais ou menos volume de biometano disponível no mercado. Caberá ao CNPE definir a rampa de crescimento das metas de descarbonização, que começam em 1% em 2026 – e que não poderão exceder a 10%. O CNPE poderá, excepcionalmente, alterar o percentual anual de redução de emissões, inclusive para abaixo de 1%, “por motivo justificado de interesse público ou quando o volume de produção de biometano impossibilitar ou onerar excessivamente o cumprimento da meta”. Na tramitação do Combustível do Futuro, produtores e consumidores de gás defenderam que a redução de emissões alcançada pelo mercado voluntário de biometano ou de certificados pudesse ser deduzida das metas de descarbonização. A Abiogás rebateu na ocasião, ao alegar que o objetivo da política do biometano é, justamente, incentivar que o gás renovável alcance uma participação na matriz que não conseguiria por meio somente do mercado voluntário. Lorenzon cita, ainda, uma outra preocupação dos consumidores: que as metas do Combustível do Futuro pressionem não só o preço do gás natural em si, mas também as tarifas das distribuidoras, devido ao custo de conexão das plantas de biometano à rede. “O que pode vir a acontecer é que a distribuidora vai investir muito para conectar as fontes de suprimento de biometano à rede. Isso vai ajudar a cumprir a meta do Combustível do Futuro, mas a que custo?” “O Combustível do Futuro tem um custo direto, que é o custo adicional da compra da molécula; e o indireto, da infraestrutura”, disse.

Os dois principais mercados de gás natural do país, São Paulo e Rio de Janeiro, estão debruçados sobre o tema do biometano. O governo fluminense prepara um decreto que regulamenta a Política Estadual de Gás Natural Renovável, que em 2012 estabeleceu um mandato (que nunca vingou) para as concessionárias CEG e CEG Rio. A minuta do decreto regulamenta esse ponto, mas é bem mais ampla do que isso: passa por questões como swap (troca operacional/comercial); regras pró-mercado livre; e pela qualidade do gás renovável, por exemplo. O conteúdo da regulamentação, porém, é objeto de divergências entre o governo e a Agenersa. As partes mantêm conversas para contornar os pontos conflituosos desde junho. Já em São Paulo, a Arsesp incluiu, na agenda regulatória para 2025, os estudos sobre a regulação e a modelagem dos projetos para inserção do biometano nas redes de distribuição. Hoje, as conexões são viabilizadas pela assinatura do Termo de Utilização de Interconexão, entre as concessionárias e os produtores de biometano. O TUI é o que garante o retorno do investimento da interconexão, mas agentes pedem mais clareza sobre as regras de conexão. Identificar os possíveis modelos para operações de swap para gás natural e biometano é outro ponto da agenda. No Mato Grosso do Sul, estado com grande potencial de produção de biometano, a Agems publicou no fim do ano passado um marco regulatório para o gás renovável e, no mês passado, deu mais um passo ao criar o Comitê de Biogás/Biometano. O órgão terá um papel consultivo: vai acompanhar a evolução do mercado e promover iniciativas e desenvolver estratégias para expandir o uso do gás renovável no estado. Contará com membros do governo sul-matogrossense, da MSGÁS e agentes privados (incluindo a Abiogás, o Grupo Energisa e a FIEMS, a federação das indústrias). No Nordeste, o biometano também está na agenda regulatória da Arsal, de Alagoas (desenvolver estudos e estabelecer metodologia para distribuição de biometano); e da ARPE, de Pernambuco (definição dos critérios e metodologia para o serviço, visando promover a expansão do mercado de biometano).

Fonte: Eixos