Lei do Combustível do Futuro: entenda nos detalhes e seus desafios

No dia 8 de outubro, o presidente Lula sancionou a Lei nº 14.993/24, a Lei do Combustível do Futuro, que alinha uma série de iniciativas para estimular e orientar a produção de biocombustíveis e reduzir a emissão de gases de efeito estufa - GEE. A expectativa do Legislativo e do Executivo é que esse conjunto de medidas destravem investimentos de R$ 260 bilhões, proporcionando uma combinação de desenvolvimento econômico e descarbonização da economia brasileira.

Os programas alinhados sob a Lei deverão contribuir para que o Brasil evite a emissão de 705 milhões de toneladas de CO₂ até 2037, ainda segundo as previsões do governo federal.

A nova lei traz sob o seu guarda-chuva as seguintes iniciativas:

• o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV)
• o Programa Nacional de Diesel Verde (PNDV)
• o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano;
• altera os limites máximo e mínimo do teor de mistura de etanol anidro à gasolina
• altera o teor de mistura de biodiesel ao óleo diesel;
• dispõe sobre regulamentação e fiscalização das atividades de captura e de estocagem geológica de dióxido de carbono
• dispõe sobre a regulamentação da produção e comercialização dos combustíveis sintéticos;
• e promove a integração de iniciativas e medidas adotadas no âmbito da Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio), do Programa Mobilidade Verde e Inovação (Programa Mover), do Programa Brasileiro de Etiquetagem Veicular (PBEV) e do Programa de Controle de Emissões Veiculares (Proconve).

A Lei do Combustível do Futuro foi bem recebida por representantes dos diferentes segmentos impactados. Há um certo consenso que o conjunto de iniciativas proporciona um marco legal robusto para que o país realize de forma eficiente a sua transição energética.

 

UM MERCADO EM FRANCA EXPANSÃO

Em clima de festa, a cerimônia de anúncio oficial da sanção presidencial à nova lei serviu de palco para o anúncio ou a confirmação de investimentos que somam R$ 22,8 bilhões. Na verdade, a Lei nº 14.993/24 já chega com diversos investimentos no pipeline de diversos grupos empresariais”. A Raízen informou que construirá nove usinas de etanol de segunda geração, com investimentos previstos de R$ 11,5 bilhões.

• A Inpasa previu investimentos de R$ 3,4 bilhões, em um período de 18 meses, contemplando a segunda fase da planta de etanol de milho em Sidrolândia (MS), a conclusão da instalação da usina de etanol em Balsas (MA) e a construção de biorrefinaria em Luís Eduardo Magalhães (BA).
• O Grupo Potencial informou que aportará R$ 3 bilhões na cadeia de produção de biodiesel, com destaque para a ampliação da planta de biodiesel em Lapa (PR).
• O Grupo FS Bios investirá R$ 500 milhões em planta de captura e estocagem de CO2 associada à produção de etanol em Lucas do Rio Verde (MT).
• Virtus, Eneva e Edge firmaram carta de compromisso para desenvolver um corredor verde de transporte de gás natural utilizando caminhões movidos a GNL.
• Shell, Raízen e Senai-SP instalarão um centro de pesquisa em bioenergia em Piracicaba (SP), iniciativa que demandará investimentos de R$ 120 milhões.
• A Be8 vai implantar uma usina de biodiesel e Be8BeVant (novo biocombustível patenteado pela empresa) em Uberaba (MG), com investimentos de R$ 400 milhões.

 

E A ANP DÁ CONTA DO RECADO?

Apesar das manifestações positivas, há também, entre os agentes setoriais, a consciência de que a nova lei é apenas o primeiro passo em uma jornada marcada por desafios importantes. Uma dessas preocupações é com a capacidade da ANP, agência à qual caberá grande parte da regulamentação e a operacionalização de medidas de orientação e fiscalização.

Submetida a cortes constantes em seu orçamento e dispondo de um quadro de funcionários aquém de suas necessidades atuais, a ANP chegou a reduzir, neste ano, a área de abrangência e o número de postos cobertos em sua pesquisa de preços. Também neste ano, o TCU considerou grave o déficit de pessoal da ANP e alertou o governo sobre possíveis impactos deste problema no desenvolvimento do mercado de gás natural.

Portanto, há muita preocupação sobre a capacidade do ecossistema regulatório atual absorver e desempenhar as novas incumbências como também sobre eventuais conflitos entre determinações dos órgãos federal e estaduais.

Há ainda desafios tecnológicos na definição de rotas de desenvolvimento de biocombustíveis ou mesmo correções que resultem em maior eficiência e/ou menor impacto de seu uso. Se esses já são grandes obstáculos a serem vencidos, o panorama ainda se apresenta mais desafiador quando se consideram os gargalos da infraestrutura previstos e imprevistos em um plano dessa envergadura.

 

BIODIESEL

Para o Programa Nacional de Diesel Verde (PNDV), a Lei do Combustível do Futuro estabeleceu aumentos da mistura de biodiesel ao diesel a serem determinados, ano a ano, pelo CNPE. A lei também definiu metas de percentuais de adição obrigatória do biocombustível de 15%, a partir de 1º de março de 2025, com um aumento de 1 ponto percentual por ano até 2030, quando deverá atingir um patamar de 20% de mistura.

O diesel da Petrobras com 5% de óleo vegetal abastece locomotiva da Vale no Espírito Santo. (Foto: Judeu Marc, Divulgação Vale)

Com a elevação do nível de mistura, o setor de biodiesel projeta que poderá contribuir, nos próximos dez anos, com uma redução nas emissões superior a 320 milhões de toneladas de CO₂. Ao atingir a mistura de 25% de biodiesel ao diesel, a expectativa do setor é que os investimentos para a produção do biocombustível atinjam a cifra de R$ 52 bilhões.

Em 2023, a produção nacional de biodiesel superou a marca de 7,5 bilhões de litros devido ao aumento da mistura obrigatória de 12%. O óleo de soja responde com 80% dos insumos na produção do biodiesel. Entre as demais matérias-primas há a gordura animal e o óleo de algodão.

A Lei é vista também como instrumento de aumento e diversificação da produção agrícola no país, ampliando a capacidade de geração de riquezas do agronegócio brasileiro. Quando a adição de biodiesel ao diesel atingir a 25%, haveria, segundo projeções, um aumento de 13,9 bilhões de litros na demanda pelo biocombustível, dos quais 10,3 bilhões de litros corresponderão ao novo nível de mistura – considerando-se um crescimento anual do consumo de diesel de 2,5%.

Esse incremento elevaria a demanda por óleo de soja para fabricação de biodiesel para 15 milhões de toneladas em 2037 – um crescimento de mais de 150% em relação ao uso atual. A expectativa é que a diversificação de matérias-primas contribua para reduzir a dependência da soja e, ao mesmo tempo, ampliar a capacidade produtiva agrícola.

A pecuária brasileira também poderá se beneficiar do incremento da mistura de diesel verde ao diesel mineral. Dados oficiais indicam que a gordura animal, principalmente o sebo bovino, foi a matéria-prima de 7,9% do biocombustível produzido em 2022. Trata-se de um insumo de baixo custo, cujo aproveitamento permite a redução dos impactos ambientais da atividade de abate. Cada tonelada de sebo bovino pode produzir até 800 litros de biodiesel com uma pegada de carbono inferior ao biodiesel produzido a partir do óleo de soja.

Apesar das boas perspectivas para o biodiesel, o segmento precisará vencer um grande desafio tecnológico: tornar mais eficiente o uso do produto nos motores de equipamentos agrícolas e de caminhões. Carente de um melhor refinamento, o biodiesel tem provocado a formação de borras nos motores, afetando o desempenho de bombas injetoras.

O problema motivou forte lobby do segmento de transporte rodoviário, durante as discussões do projeto de lei, para evitar a imposição de níveis obrigatórios de mistura do biodiesel ao diesel. A pressão foi bem sucedida. O relator do projeto, deputado Arnaldo Jardim, retirou do texto da Lei um calendário obrigatório de escalada da mistura, passando esta incumbência ao CNPE, que levará em conta pontos como disponibilidade e preços para determinar o percentual de mistura ano a ano.

Outra questão é que o biocombustível enfrentará um concorrente de peso nessa nova fase de negócios possibilitados pela legislação: o combustível coprocessado da Petrobras. Patenteado pela estatal, o combustível é produzido em cinco refinarias da estatal a partir da adição, no processo de craqueamento do petróleo, de 5% de óleo vegetal.

O “diesel renovável”, como a Petrobras já batizou o produto adicionado com pequena parcela de 5% de óleo vegetal, está presente, atualmente, em 7% do diesel produzido pela empresa. A expectativa é atingir a o percentual total de 8% de mistura de óleo vegetal até 2030. E ir ainda além porque as refinarias da Petrobras já têm capacidade de produzir o diesel coprocessado com 10% de óleo vegetal. A partir desse patamar de mistura, será necessário investir em modificações e ampliações nas refinarias.

Durante as discussões para a definição da Lei do Combustível do Futuro, o segmento de biocombustível conseguiu, com apoio do agronegócio e de setores do governo, excluir o diesel coprocessado das políticas de incentivo da nova Lei. Pesou para tanto o fato de ser um combustível que só pode ser produzido pela Petrobras.

 

BIOMETANO

Já o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e Incentivo ao Biometano, criado pela Lei do Combustível do Futuro, busca incentivar a pesquisa, a produção e a comercialização do biogás e biometano no país.

O biometano é o biogás gerado pela decomposição de matéria orgânica (resíduos agrícolas, dejetos animais, esgoto e restos de alimentos, entre outros) refinado e purificado para um teor mínimo de contaminantes. O biocombustível é considerado um instrumento eficaz para a descarbonização na indústria e nos transportes devido à sua capacidade de reduzir em até 90% as emissões de GEE em comparação ao diesel, por exemplo.

Aterro sanitário da Gas Verde no RJ abastece caminhão com biometano, operando como gasoduto virtual (Foto: Divulgação Gas Verde)

Outra vantagem é o fato de parte do biometano poder ser produzido a partir do biogás gerado em aterros sanitários. Dados do setor apontam que a produção do biometano, atualmente em cerca de 390 mil de m³/ dia, poderá atingir o patamar de 7,9 milhões de m³/ dia até 2032, considerando a previsão de desenvolvimento de 194 projetos neste período.

A nova legislação prevê que o CNPE se responsabilizará pela definição de metas anuais para o setor de gás natural absorver o biometano. Essa sistemática passará a valer a partir de janeiro de 2026, com um patamar inicial mínimo de mistura do biometano ao gás natural de 1% e um nível máximo de 10%.

Outro avanço importante foi a instituição do Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). De acordo com a nova legislação, os agentes poderão comprovar a redução de emissões por meio de aquisição e consumo da mólecula e também pela compra desse certificado.

Representantes do segmento de produção de biometano comemoraram a compra obrigatória pelos produtores de gás natural e a introdução do CGOB como medidas que proporcionam previsibilidade. Já o segmento da distribuição de gás natural recebeu bem o certificado por permitir que o preço seja dissociado do benefício ambiental. Para elas, o gás canalizado somente será sustentável economicamente se puder adquirir o biometano por preço igual ou inferior ao gás natural.

Os agentes lembram que na Europa e nos Estados Unidos a criação de bônus semelhantes voltados para a descarbonização deu origem a mercados robustos, com grande valorização dos papéis. A preocupação, nesse caso, é que sejam criadas condições para que esse mercado tenha a mesma força no Brasil.

Com as bases legais deste mercado lançadas, as expectativas agora estão voltadas para a próxima etapa da regulamentação. Paralelamente à regulamentação do programa federal, transcorrerão processos de definições de normas nos Estados, de forma independente. Teme-se que o não alinhamento possível entre as normas federais e estaduais termine por inviabilizar ou retardar o desenvolvimento desse mercado.

A dispersão geográfica dos aterros sanitários como unidades produtoras de biometano, muitas vezes distantes das redes de gasodutos, também preocupa. Ciente disso o legislador previu o fomento a ‘projetos de infraestrutura que permitam a conexão de plantas de produção de biometano com as redes de distribuição e transporte de gás natural, desde que sejam economicamente viáveis’.

Outro desafio é o ritmo e o andamento das negociações de preços dos biometanos, nos Estados. A composição diesel-biodiesel parece irreversível mas a maior ou menor flexibilidade nas negociações de preços ditará o passo desse mercado.

Por fim, embora também manifeste apoio ao biometano, o setor produtor de petróleo e gás levantou algumas objeções aos termos da Lei do Combustível do Futuro. O setor teme que a política pública provoque impactos sobre o preço e a competitividade do gás natural e chama a atenção para possíveis superposições com outros mandatos e políticas, como o Renovabio e o mercado de carbono.

Também destacou que não há um prazo final para o programa e um mecanismo que resguarde contratos de compra-venda de gás natural já assinados. O segmento também considera que o custo envolvido na imposição dessa forma de descarbonização, em detrimento de outras mais eficientes em estudo ou implementadas pelos produtores de petróleo e gás, aumentará a incerteza em relação a investimentos no setor e aos custos da oferta de gás natural.

 

CCS

A Lei do Combustível do Futuro é considerada um primeiro passo importante para que a captura e armazenamento de CO₂ (CCS, em inglês) ganhe corpo no Brasil, por apresentar grande potencial para a atividade. O segmento de CCS tem a expectativa de movimentar entre R$ 14 bilhões e R$ 20 bilhões anuais. Está incluso nesse cálculo uma participação significativa do setor de etanol.

A Petrobras tem especial interesse nessa atividade. A estatal capturou, em 2023, 25% do CO₂ emitidos por todas as empresas petrolíferas do mundo e afirma dispor de capacidade para armazenar 250 milhões de toneladas de CO₂ por ano em aquíferos salinos por 50 anos. A empresa destaca como diferenciais em uma futura disputa por espaços nesse mercado a expertise acumulada em sua trajetória na exploração de petróleo e gás. A Petrobras já vem realizando sondagens junto a segmentos como a siderurgia para a prospecção de futuros clientes.

A estatal já desenvolve um projeto-piloto de captura e armazenamento de carbono (CCS) em aquíferos salinos em Macaé, no norte do estado do Rio de Janeiro, aproveitando a infraestrutura do Terminal de Cabiúnas (Tecab). O empreendimento deverá contar com capacidade de armazenamento de 100 mil toneladas de CO₂ por ano.

Estudos realizados pela EPE mostraram que há ainda potencial para a captura do carbono biogênico associado à produção de biocombustíveis, conhecido como BECCS. A captura do CO₂ gerado na produção de combustíveis amplia a efetividade desse mecanismo, resultando em emissões negativas em áreas de produção de etanol, por exemplo.

Com a aprovação da lei e a regulamentação da atividade de captura e armazenamento de carbono no solo, a expectativa é que as usinas de etanol possam produzir um biocombustível que terá pegada negativa de carbono – um feito que poderá reduzir as barreiras na Europa para a utilização do etanol brasileiro.
 
A FS, produtora de etanol de milho, é a empresa mais adiantada nessa frente. A empresa está investindo R$ 350 milhões em um sistema para capturar o CO₂ emitido pela sua fábrica de Lucas do Rio Verde (MT) e transportá-lo até um “armazém”  subterrâneo na Bacia dos Parecis.

Apesar de já existirem mobilizações com vistas ao aproveitamento de oportunidades proporcionadas nessa frente pela Lei do Combustível do Futuro, especialistas e representantes deste segmento consideram que ainda há muito a ser definido em relação à regulamentação da atividade. Há uma grande expectativa dos agentes interessados em relação à precificação de carbono, medida considerada fundamental para viabilizar economicamente projetos de CCS.

Outro desafio é estudar de forma mais aprofundada a possibilidade de aproveitamento de reservatórios salinos, justamente os que estão mais próximos de áreas produtoras de biocombustíveis no Sudeste e Centro-Oeste do Brasil.

 

ETANOL

A Lei do Combustível do Futuro estabeleceu que a mistura do álcool anidro à gasolina, que atualmente oscila entre o mínimo de 18% e o máximo de 27,5%, poderá ser ampliada de 22% a 35%. O limite máximo estabelecido para mistura é superior ao previsto no projeto encaminhado pelo Executivo à Câmara dos Deputados, que previa um teto de 30% para a adição. Como ocorre nas definições para as outras opções verdes incluídas na nova lei, caberá ao CNPE definir como será processada essa política.

Os produtores de etanol calculam que entre 2003, quando se iniciou a fabricação de carros flex, e 2023 cerca de 660 milhões de toneladas de GEE deixaram de ser emitidas para a atmosfera graças à mistura. Com a política definida para o etanol pela Lei do Combustível do Futuro, a expectativa é que novos ganhos nessa frente sejam obtidos, considerando-se que o biocombustível que tem a cana-de-açúcar como matéria-prima emite quase 90% menos CO₂ que a gasolina. Isso porque um carro movido à gasolina emite, em média, 148 gramas de dióxido de carbono por quilômetro rodado, ante 83 g de CO₂ por quilômetro rodado em um veículo em que a gasolina conta com a mistura de 27% de álcool anidro.

A expectativa do setor sucroalcooleiro é que esse aumento, associado a iniciativas relacionadas com a produção de SAF e de biometano, deverão mobilizar investimentos de R$ 130 bilhões no país. O Brasil produziu 35,4 bilhões de litros de etanol em 2023, dos quais 5,45 bilhões a partir do milho. Foi o melhor resultado do setor em sua história. A produção de etanol hidratado apresentou expansão de 22%, atingindo a marca de 22,32 bilhões de litros; a de etanol anidro atingiu 13 bilhões de litros, 7% a mais que na safra anterior.

Essa produção permitiu a substituição de quase 50% da gasolina vendida no país.  Com a mistura de 35% de etanol à gasolina, a demanda pelo biocombustível aumentará cerca de 1,3 bilhão de litros por ano, o que reduziria em até 11% o consumo de gasolina no país.

Apesar da histórica hegemonia da cana-de-açúcar como matéria-prima para o etanol, a participação do etanol de milho na oferta interna vem crescendo. Na safra 2023/2024, foram produzidos 5,96 bilhões de litros de etanol a partir do milho.

 

SAF

Na cerimônia oficial em que a lei foi sancionada, um fato chamou a atenção. A previsão era que Lula assinaria a sanção à nova lei, enquanto um avião movido com o SAF, como é conhecido o combustível sustentável de aviação, pousaria na Base Aérea de Brasília, onde foi realizada a cerimônia. Essa etapa não pode ser cumprida porque o Brasil não produz o combustível e a companhia aérea responsável pelo voo não conseguiu importá-lo em tempo hábil.

Sistema isolado na Amazônia híbrido com biodiesel. BBF vai ampliar produção da palma para produzir o SAF em Manaus
(Foto: Divulgação BBF)

O vôo frustrado ilustra as dificuldades que se apresentam ao desenvolvimento do Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação (ProBioQAV).

A lei estabelece que os operadores aéreos serão obrigados a reduzir as emissões de GEE em suas operações domésticas por meio do uso de SAF, conforme uma escala crescente que parte do percentual mínimo de 1%, a partir de 1º de janeiro de 2027, até atingir o patamar mínimo de 10%, a partir de 1º de janeiro de 2037.

A Agência Nacional de Aviação Civil (Anac) ficará com a atribuição de definir a metodologia de cálculo de verificação da redução de emissões associadas ao uso de SAF e fiscalizar o cumprimento das obrigações pelos operadores aéreos.

No Brasil, existem três projetos anunciados para produção de SAF em escala comercial, com capacidade de produzir cerca de 1,1 bilhão de litros.

• A BBF informou que implantará uma biorrefinaria na Zona Franca de Manaus para produção de 250 mil m³/ano de SAF. Para isso, utilizará como matérias-primas a palma, a soja e o milho.
• A Acelen anunciou investimento em uma unidade para produção de HVO e SAF anexa à refinaria de Mataripe, com produção de 500 mil m³/ano. As matérias-primas a serem utilizadas na produção são soja, milho e macaúba.
• A Petrobras planeja construir uma unidade de produção de HVO e SAF no sítio da Refinaria Presidente Bernardes. A expectativa é que a unidade produza 350 mil m³/ano a partir de soja e sebo bovino.

Esses projetos representam 12% da demanda estimada de SAF para o período de 2030 a 2033. Considerando o ProBioQAV, os projetos atendem as metas de redução de emissões estabelecidas até 2037.

Estabelecer uma oferta de SAF que permita o pleno atendimento da demanda das empresas aéreas é um desafio global, que responde por 2% das emissões de GEE. Apesar de a aviação ter como meta zerar as suas emissões até 2050 e considerar o SAF seu principal instrumento para isso, o combustível verde supriu, em 2023, apenas 0,2% da demanda global. A expectativa é que, neste ano, essa participação suba para apenas 0,5%.

A Lei do Combustível do Futuro proporciona previsibilidade em relação à demanda para os produtores. Mas ainda há muito a ser discutido sobre tributação e financiamento da produção de SAF, por exemplo.