Quem vai pagar o Programa Nacional de Biometano?

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Editada por André Ramalho
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PIPELINE Relatório do PL Combustível do Futuro inclui Programa Nacional de Biometano. Proposta que obriga produtor de gás natural a comprar o biocombustível desagrada indústria do gás.

PPSA quer vender gás no Sistema Integrado de Escoamento a partir do 2º semestre. Gasmar prepara chamada pública para compra de gás. Origem e Engie costuram parceria em estocagem e mais. Confira:

COMBUSTÍVEL DO FUTURO ABRAÇA O BIOMETANO

A inclusão do Programa Nacional de Biometano no relatório do projeto de lei 4.516/2023 movimentou a indústria do gás esta semana.

O texto proposto pelo relator, o deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), introduziu um regime de compra compulsória do gás renovável pelos agentes do mercado de gás natural e recebeu a oposição de representantes de diferentes elos da cadeia.

A expectativa é que a versão final do PL seja fechada nos próximos dias, para votação na Câmara dos Deputados.

No mercado, é dado que o gás renovável tem lugar garantido na indústria do gás natural, dado seu caráter ambiental e complementariedades com a abertura do mercado de gás.

Mas quem vai, ao fim, pagar pela política de desenvolvimento do biometano?

A seguir, a gas week apresenta um panorama dos principais pontos da política e como os diferentes elos da indústria do gás encaram a proposta e propõe suas alternativas ao texto apresentado.

UM RESUMO DO PROJETO

O texto propõe que produtores e importadores de gás terão de comprovar, anualmente, a compra – ou consumo – de uma quantidade mínima de biometano em relação ao volume de gás natural que vendem ou consomem.

Não se trata de um mandato como o existente nos mercados de etanol e biodiesel – biocombustíveis que são obrigatoriamente misturados ao litro da gasolina e do diesel, respectivamente.

No caso do biometano, não há obrigação de injeção do gás renovável na malha de gasodutos e mistura ao gás natural, porque os agentes poderão comprovar as metas também por meio da aquisição de um Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). Veja aqui como vai funcionar o mecanismo.

A proposta é que a compra obrigatória siga uma curva crescente: começa em 2026 com um percentual de 1% do volume de gás comercializado e deverá chegar a 10% até 2034.

Caberá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definir a rampa de crescimento dos percentuais ao longo desse intervalo, considerando a oferta de biometano e infraestrutura disponíveis; e a preservação da competitividade do gás ante os combustíveis concorrentes, por exemplo.

PARA DAR O ‘MATCH‘

A proposta de compra compulsória de biometano é uma articulação do setor de biometano, representado pela ABiogás.

• Antecipamos por aqui: De fora do Combustível do Futuro, biometano se articula por programa nacional

Entre produtores do gás renovável, a proposta foi bem recebida. Marca uma guinada no mercado, que dá seus primeiros passos a partir de uma demanda voluntária, mas que ruma agora para um uma demanda obrigatória.

O setor aposta no mecanismo de compra compulsória como uma forma de dar fluidez ao mercado e permitir o encontro entre oferta e demanda, dada as complexidades inerentes ao desenvolvimento de uma nova indústria – alguns deles compartilhados com a própria abertura do gás, como falta de opções de suprimento de última instância, travas regulatórias para o mercado livre etc

A presidente da ABiogás, Renata Isfer, defende o desenho da proposta, centrado nos produtores de gás. Ela alega que o setor de exploração e produção é intensivo em emissões e pode se valer do programa para se descarbonizar: “Então é absolutamente legítimo pensar nesse setor como o responsável por essa obrigação”, argumenta.

Isfer explica que os agentes terão a opção de comprar a molécula de biometano ou o certificado de origem – ou ambos – para fins de cumprimento das metas anuais.

Com o CGOB em mãos, o produtor do gás poderá aposentar (tirar definitivamente de circulação) o papel, dentro de suas iniciativas de descarbonização; ou poderá negociar esse certificado no mercado, para que seja aposentado por um consumidor interessado no atributo ambiental do biometano, por exemplo.

QUEM VAI PAGAR PELO BIOMETANO?

IBP (produtores/comercializadores de gás) e o Fórum do Gás (entidade que reúne associações empresariais ligadas ao setor industrial) reagiram contra os termos propostos.

Alegam que falta um debate mais aprofundado sobre os impactos da política. Questionam se haverá oferta suficiente de gás renovável e manifestam preocupação com uma possível pressão sobre o preço do gás natural – cuja competitividade é alvo recorrente de insatisfação por parte dos consumidores.

As entidades veem na política do biometano um desvio do foco do Combustível do Futuro – cuja política é concentrada na descarbonização do setor de transporte.

“O mercado de gás é bem diferente do mercado de combustíveis líquidos para a mobilidade. Não é como no mandato do biodiesel, no qual o motorista compra diesel com o biodiesel misturado e não tem escolha ´[combustível alternativo].. A grande indústria pode buscar outra fonte”, disse a diretora de Gás Natural do IBP, Sylvie D’Apote.

Produtores e consumidores também argumentam que a introdução de um compra obrigatória do gás renovável limita o poder de escolha das empresas de buscarem a forma mais eficiente para reduzir sua pegada de carbono – eventualmente por meio de outras fontes.

Coordenador do Fórum do Gás, Adrianno Lorenzon, afirma também que ainda não está claro de que forma a comercialização de certificados de origem dialogará com o mercado de carbono; e cita que há incertezas sobre a liquidez dos CGOBs.

Na visão de Lorenzon, o mercado de biometano tem condições de se desenvolver por outros caminhos:

“A melhor forma é o mercado de carbono. Na hora em que o carbono estiver precificado, o atributo ambiental do biometano estará precificado. Essa é a forma estruturalmente mais inteligente, que vai alocar o risco para as partes, que vai incentivar o produtor de biometano a competir com outras soluções de descarbonização – e não criar uma cota”, comentou.

O IBP, por sua vez, defende que a política precisa resguardar os contratos já assinados pelos comercializadores e que os pequenos e médios produtores de gás (e os autoconsumidores/autoimportadores) fiquem de fora da obrigação. Também advoga que os detalhes da política (como os percentuais, cronograma) fiquem de fora da lei, a cargo do CNPE.

O OUTRO LADO

A ABiogás se diz otimista com o desenvolvimento da oferta, à medida que a demanda se estabeleça com o Programa Nacional do Biometano. Acredita que as metas são factíveis.

Isfer destaca que não necessariamente o preço do gás natural será pressionado pelo aumento do gás renovável no mix de suprimento dos comercializadores.

“Acreditamos que, até 2034, ganharemos uma escala e haverá um ganho de eficiência. Assim como as outras energias renováveis baixaram o preço, o biometano também vai estar competitivo”, disse.

A ABiogás argumenta, ainda, que o mercado de certificados de origem permitirá a separação da venda da molécula de seu atributo ambiental – permitindo que aqueles que enxergam valor na redução de sua pegada de carbono paguem o prêmio pelo gás renovável.

Alega ainda que o biometano não vem para concorrer com o gás natural, mas sim abrir novos mercados (substituição do diesel, GLP, óleo combustível…) em locais onde o consumidor não tem acesso ao gás fóssil. E que não se pode afirmar que o biometano seja, necessariamente, mais caro que os fósseis.

O CEO da ZEG Biogás, Eduardo Acquaviva, acrescenta que o preço do biometano é bastante variável, de acordo com as características da produção de cada planta: depende do volume, da logística de distribuição e da dinâmica concorrencial com os demais combustíveis naquele mercado específico.

“Não vejo o biometano como sendo um combustível que vai ter um preço fixo do mercado… Ele vai ser precificado de acordo com o mercado de substituto que encontrar”.

O OLHAR PARA A INFRAESTRUTURA

Do lado de quem opera a infraestrutura, a Abegás (distribuidoras) ressalva que o Programa Nacional de Biometano peca por não se debruçar sobre como esse aumento da oferta de gás renovável, que tende a ser pulverizado, chegará ao consumidor final.

“Não é só estimulando a produção que conseguiremos desenvolver o mercado. É preciso que todos os elos da cadeia sejam atendidos pelo programa. Precisaremos viabilizar novos gasodutos de transporte, redes de distribuição para que essa produção possa fluir até o consumidor final a um preço competitivo”, prega o diretor de Estratégia e Mercado, Marcelo Mendonça.

Ele defende que fundos de descarbonização – dentre outras fontes de financiamento – possam ajudar a custear, com taxas mais baixas, a expansão da infraestrutura.

Mendonça também alerta para riscos de falta de oferta, pressão sobre o preço do gás (em última instância, para as distribuidoras, pode significar fuga de consumidores); e pontua que falta uma política mais clara para o desenvolvimento da demanda – a bandeira da Abegás da substituição do diesel por gás na frota de veículos pesados.

As transportadoras veem o desenvolvimento do mercado de biometano com bons olhos – em alguns casos, como oportunidade de ocupação de gasodutos ociosos, como o Gasbol.

O presidente da ATGás, Rogério Manso, ressalva, porém, que as preocupações apresentadas por outros agentes em relação aos riscos de aumento dos custos do gás são legítimas. Ele defende mais tempo para diálogo do projeto.

“Queremos que seja um programa que vença, que promova a convergência e evite que se vá em uma direção e depois tenha que fazer um retrocesso”, disse.

Manso vê no programa de compra compulsória como uma opção na mesa, mas que tem de ser calibrada. “Querer lançar uma obrigatoriedade para 2026, sabemos que há questões logísticas, isso vai criar uma dificuldade [para o cumprimento das metas]”, comentou.

O desenvolvimento da infraestrutura para escoar o biometano também deve esbarrar em algum momento no debate regulatório de assuntos como a conexão das plantas à malha de gasodutos: coordenação entre transportadores e distribuidoras para evitar as “ilhas de gás” (projetos desconectados da malha que atendam ao interesse somente local).

Para Manso, o ideal é que se busquem as rotas mais eficientes dentro das particularidades de cada projeto.

GÁS NA SEMANA

PPSA prepara venda de gás. Estatal planeja, para o 2º semestre, a sua primeira concorrência para vender gás natural no Sistema Integrado de Escoamento.

Gasodutos ociosos podem escoar gás de multinacionais. O desenvolvimento dos campos de Gato do Mato (Shell) e da 2ª fase de Bacalhau (Equinor), no pré-sal, poderia se valer de gasodutos offshore existentes para escoar a produção ao mercado, na visão da EPE. Confira

Gasmar vai em busca de gás. Distribuidora do Maranhão prepara uma chamada pública para compra de gás natural, com entrega no fim de 2028. Companhia pretende fechar um contrato de longo prazo que poderá, a depender do resultado da concorrência, funcionar como âncora para a construção do gasoduto Meio-Norte. Veja os detalhes

ES Gás amplia investimento pós-privatização. Distribuidora capixaba, comprada pela Energisa, planeja investir R$ 100 milhões este ano – 95% a mais que no ano passado – de olho na revisão tarifária de 2025.

Bahia e Pernambuco desenvolvem “microrregião verde”. Bahiagás e a Copergás estão em discussões para a criação de uma região de distribuição de gás abastecida a biometano próxima aos municípios de Juazeiro (BA) e Petrolina (PE), indo até as proximidades de Jacobina (BA).

Origem e Engie juntas em estocagem. A viagem oficial do presidente da França, Emmanuel Macron, ao Brasil em março prevê a assinatura de um acordo de cooperação na área de estocagem de gás natural e o primeiro projeto será uma parceria entre as duas empresas, diz a coluna Painel S.A.

PL cria operador de estocagem de CO2. Apresentado esta semana, o relatório do PL do Combustível do Futuro cria a figura do operador para estocagem de carbono, dando mais um passo na regulamentação da atividade de captura e armazenamento de carbono (CCS) no Brasil. Veja os detalhes

Mais GNL para térmicas. O Brasil deve acionar mais termelétricas este ano devido à previsão de menos chuvas para os reservatórios hidrelétricos, aumentando a demanda por GNL importado, informa a Reuters.

– A New Fortress, aliás, inaugurou esta semana o terminal de gás natural liquefeito (GNL) de Barcarena, com a presença do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira e outras autoridades.

Petrobras vende termelétrica no PR. Estatal decidiu vender sua participação de 18,8% na térmica a gás natural de Araucária para a Âmbar por R$ 67,3 milhões. A petroleira exerceu o direito de alienação após a controladora Copel vender sua fatia na usina.

Exxon procura comprador para ativos em Vaca Muerta. Multinacional está recebendo ofertas pelas suas áreas de gás não-convencional na Argentina, avaliadas em US$ 1 bilhão, informa a Reuters. Uma das interessadas é a mexicana Vista Energy.

Gás europeu mais barato. O preço do gás natural vendido na Europa caiu para o nível de antes da crise energética, quando a Rússia começou a cortar o fornecimento em 2021, em retaliação às sanção por causa da Guerra na Ucrânia, mostra o Financial Times.

Catar quer aumentar produção. Um dos maiores produtores de gás natural do mundo, o país árabe quer ampliar em 85% sua capacidade, para 142 milhões de toneladas por ano antes de 2030, informa a Reuters.