Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
O decreto publicado nesta segunda-feira (17) pelo MME (Ministério de Minas e Energia) na abertura de consulta pública para regulamentar a captura, utilização e armazenamento de dióxido de carbono estabelece que o agente monitore o reservatório por mais 20 anos após o encerramento da operação e descomissionamento das instalações. Esse tempo, no entanto, poderá ser reduzido mediante demonstração, aos técnicos da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), da estabilidade do gás no reservatório.
“A previsão desse prazo busca equilibrar a proteção do interesse público com a viabilidade econômica dos projetos, garantindo tempo suficiente para a estabilidade da pluma de dióxido de carbono estocada no reservatório geológico e da respectiva frente de pressão até o final do prazo de monitoramento. Caso não seja comprovada a estabilidade da pluma em 20 anos, a ANP deve exigir um novo plano de monitoramento”, diz a nota técnica da pasta que norteia o texto.
A Lei do Combustível do Futuro (14.993/2024) já prevê que as autorizações da ANP para as práticas nesse sentido devem ter prazo de 30 anos renováveis por igual período. O mercado cobrava uma regulamentação para esse tipo de empreendimento, já recorrente no exterior. Agora, a consulta, para contribuição das empresas, vai até o dia 16 de dezembro.
O decreto reforça o papel da ANP como responsável pela autorização, regulação e fiscalização dessas atividades, o que inclui desde a captura, passando pelo transporte e estocagem do gás, e chegando ao encerramento das atividades (descomissionamento e monitoramento).
Autorização em duas fases
O decreto também estabelece o desmembramento da autorização em duas fases, uma primeira de pesquisa e avaliação de estocagem e a fase de operação em si, ambas com prazos definidos pela ANP. A justificativa do MME é que “assegurar a viabilidade e segurança técnica dos projetos” antes da injeção de CO₂ em si, reduziria “riscos regulatórios” para investidores.
O texto guarda, ainda, uma previsão que inclui como captura e armazenamento de carbono a injeção do gás em reservatório com finalidade de recuperação avançada de petróleo e gás natural. Mas esse modelo será admitido pela agência por meio da aprovação dos planos de desenvolvimento da produção dos campos de petróleo, ainda que também deva seguir as determinações da lei do combustível do futuro.
Por fim, também será da ANP a responsabilidade de estabelecer “critérios de priorização” e “procedimentos de conciliação” nos casos em que houver mais de um interessado pelo mesmo bloco de armazenamento.
“A definição de critérios objetivos e a observância da ordem de precedência são essenciais para garantir previsibilidade e transparência no processo decisório, permitindo que os investidores planejem adequadamente a alocação de recursos”, justifica a pasta na nota técnica, sem dar maiores detalhes sobre a questão, que deverá compor a agenda regulatória da ANP.
Potencial econômico
Na nota técnica do MME conta uma tabela resumindo estimativas do potencial econômico desse tipo de atividade, resumidas nas siglas em inglês CCS (Captura e Armazenamento de Carbono); CCUS (Captura, Armazenamento e Utilização de Carbono), e BECCS (Bioenergia com Captura e Armazenamento de Carbono). Segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética), o investimento médio nesta frente no Brasil deve girar entre R$ 2 e R$ 4,5 bilhões por ano até 2050. Já a S&P Global estima que a implementação bem sucedida de oito hubs de CCUS no Brasil poderia adicionar até US$ 3,2 bilhões por ano ao PIB nacional e gerar cerca de 210 mil novos empregos, com pico entre 2028 e 2037.
