LRCAP, Imposto Seletivo e CGOB: o gás natural é a "Geni" da vez?

Original em: https://go.fgv.br/sHqN52cw7py

A Ópera do Malandro foi uma peça musical escrita por Chico Buarque estreada em 1978. O enredo girava em torno de um cafetão e sua filha, que se apaixonou por um golpista, que mantinha conchavos com o chefe de polícia. A obra também apresentava prostitutas, disfarçadas de vendedoras de boutique, e a icônica travesti Geni, que vivia à margem da sociedade. A música "Geni e o Zepelim" é um clássico da MPB e Geni funciona como um símbolo das minorias que a sociedade usa quando precisa e descarta quando não precisa mais. O gás natural no Brasil, na prática (ainda que não tenha música e conquanto o desprezo não seja expresso tão claramente), tem sido, igualmente à Geni, maltratado.

Como assim?

Todos querem energia elétrica barata, desejo inviável pela manutenção de uma ultrapassada política pública pela qual os brasileiros subsidiam (via CDE, R$ 53 bi) uma tarifa de energia acima do que deveriam pagar para a construção de plantas solares e eólicas. Todos também querem ter segurança energética, anseio cada vez mais distante, diante da crescente oferta de energia intermitente no Sistema. Todos igualmente gostariam de ter segurança alimentar, aspiração impraticável (ainda que o Brasil seja exportador de alimentos), dado que o preço do gás natural é o dobro do que deveria ser para que a operação comercial das Fafens (indústrias de fertilizantes brasileiras) pudesse ser economicamente viável. Todos da mesma forma almejam uma ágil transição energética, vontade que deveria ser traduzida em políticas de queda no preço do gás natural, até porque este é um dos principais insumos das Fafens.

"Jogam pedra" no recente leilão de reserva de capacidade (LRCAP), ao dizerem que ele encarecerá a energia elétrica. O LRCAP, vale lembrar, é o mecanismo pelo qual o governo garantirá por 15 anos segurança energética aos brasileiros, ao poder contratar energia elétrica de (95) usinas térmicas a gás natural (18,7 GW) e a carvão (1,4 GW) quando as fontes renováveis não gerarem o suficiente para atender à demanda de pico (entre 18h e 22h). O custo anual estimado (uma espécie de seguro apagão) é algo entre R$ 33 bilhões a R$ 53 bilhões, ou entre R$ 500 bi e R$ 800 bi em 15 anos.¹ Se, no entanto, anseia-se garantir segurança energética e não permitir que o preço da energia elétrica aumente, que o subsídio de R$ 53 bi (CDE), outrora louvável, finde e que se mantenha o LRCAP. Seria até possível ver diminuição do preço da energia.

O inegociável, entretanto, é faltar luz, fato que gerará imensuráveis prejuízos aos cidadãos, especialmente às indústrias. Também se fala que dito leilão deveria ter considerado baterias para as fontes renováveis (Bess – battery energy storage systems). Como corretamente expuseram Adriano Pires² e Edvaldo Santana,³ esta alternativa deveria ser, primeiro, testada em pequena escala, ajudando a equilibrar o consumo nos horários de pico e evitar o curtailment, e, posteriormente, aplicada em grande escala, focando na segurança energética nacional.

Não se deve, portanto, renunciar às termoelétricas a gás natural. Elas não deveriam ser tratadas como a "Geni de Chico Buarque". Há que lembrar que o gás natural ganhou protagonismo no setor elétrico brasileiro nos anos 2000 para dar segurança energética ao setor elétrico, fazendo dos dois setores irmãos siameses. A diferença daquela época para agora é que hoje é preciso contar com energia flexível,⁴ em razão da participação cada vez maior das energias solar e eólica na matriz elétrica brasileira, cuja matriz já é 90% proveniente de fontes renováveis.

Sobre o preço do gás natural, o Brasil ostenta um dos mais elevados entre os países produtores (parte do custo-Brasil), anomalia que penaliza especialmente a indústria. Da demanda total de gás natural, 57% destinam-se à indústria; 30%, à geração elétrica; e 6%, ao GNV. Os 7% restante se dividem, em ordem decrescente, entre cogeração, residencial, comercial e outros (que inclui GNC, GNL). O diagnóstico consensuado no mercado é de que o preço elevado tem sido o responsável pela estagnação na demanda, com viés de queda, em que se observam consumidores migrando para insumos alternativos, como diesel, óleo combustível, GLP e carvão, todos mais poluentes do que o gás natural, porém mais baratos ou subsidiados.

Não é um problema de oferta, uma vez que esta é bem maior do que a demanda (65 milhões de m³/dia). De fato, a oferta nacional é de 150 milhões de m³/dia, para além de quase 20 milhões de m³/dia de importação. A Petrobras produz 65% da oferta total, sendo 92% de gás associado e 85% offshore, é quase uma monopolista no escoamento e no processamento, e segue sendo majoritária da maior transportadora, a TBG. Em outras palavras, a estrutura da oferta de gás natural está concentrada em um quase monopolista verticalizado. O ideal, para que o país possa ter menor preço no gás natural, segundo a teoria econômica, é que a oferta fosse pulverizada, com maior concorrência.

Segundo o MME, a ANP e órgãos reguladores americanos, latino-americanos e europeus, o gás natural faz parte da transição energética. Se isso é um fato, presume-se que toda e qualquer política do Estado brasileiro deveria estar alinhada na direção de conduzir a uma redução de preço do gás natural. O mínimo de coerência no planejamento energético é o que se espera. Vejamos, contudo, as possíveis consequências de duas políticas públicas recentes. A saber.

Imposto Seletivo. É fato que a Reforma Tributária do Consumo (RTC) é muito bem-vinda, sendo ela essencial para o Brasil se livrar do atual manicômio tributário, que reduz a produtividade dos empresários, logo do país. É fato, também, que a literatura econômica indica que bens e serviços (B&S) que causam externalidade negativa – seja para a saúde, como o cigarro, seja para o meio ambiente, como o carvão e o diesel – devem ser sobretaxados para desincentivar o seu consumo (o imposto adicional foi chamado de Seletivo – IS). Também é fato que a proposta original do Executivo apenas incluía como B&S que deveriam incidir o IS cigarros e bebidas, mas o Congresso acrescentou outros itens, como bens minerais: petróleo, minério de ferro e gás natural. Foi uma completa aberração.

Primeiro, porque o IS recairá na origem e não no destino. Com isso, o IS não inibirá o consumo, mas a produção. Segundo, porque não há razão para impor IS em bens minerais. Considerando que grande parte dos B&S comercializados na economia derivam do petróleo, via petroquímicas (como batom, asfalto, roupa, envase plástico), faz sentido encarecer o dia a dia do brasileiro? Qual a externalidade negativa na compra de um vestido? Além disso, o minério de ferro é insumo para diversas cadeias produtivas, como a da construção civil, que ficará mais cara. Faz sentido encarecer a compra da casa própria, afetando programas como o MCMV? Ademais, o gás natural, que, apesar de ser um combustível fóssil, desempenha papel fundamental ao deslocar outros combustíveis mais poluentes da matriz energética.

Qual o sentido, portanto, de impor IS sobre a produção do gás natural? Por que tratar o gás natural como a "Geni" da vez? Gás natural é insumo importante da transição energética. Há externalidade positiva – e não negativa – em descarbonizar a economia, deslocando o diesel, por exemplo! O efeito do IS se manifestará nos preços da geração das termoelétricas (tarifas de energia elétrica), dos fertilizantes (que já não são competitivos, e por isso o Brasil é importador) e do transporte de frota pesada (hoje, praticamente 100% a diesel). Não há racionalidade econômica, consequentemente, em encarecer o gás natural, ao menos antes de construir as condições econômicas para a sua substituição pelo biometano.

Em suma, a necessidade do barateamento energético (consenso nacional) é ofuscada por uma escolha descabida e contraditória. Nesse contexto, o IS sobre o gás natural funciona menos como instrumento ambiental e mais como arrecadação disfarçada de política verde.

Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB). Sua base normativa está na Lei do Combustível do Futuro, LC nº 14.993, de 8/10/24, que, em resumo, determina metas de descarbonização no setor de gás natural e o coloca como importante combustível da transição energética brasileira. Criada para fomentar o mercado de biometano, como alternativa renovável ao gás natural, a lei impõe (obrigatoriamente) ao produtor e ao importador de gás natural o custo de adquirir o certificado, mesmo que eles não produzam nem consumam biometano. Além disso, a lei institui que o CGOB pode (voluntariamente) ser utilizado para comprovar a descarbonização de qualquer combustível fóssil, como diesel, GLP etc. Neste caso, o CGOB seria usado como instrumento de transferência do atributo ambiental do biometano de forma mais ampla. Onera-se, em suma, o produtor (logo, o consumidor) de gás natural para subsidiar a cadeia do biometano.

O novo modelo legal do CGOB tem a intenção louvável em acelerar a transição energética, mas questiona-se o timing, dado que o preço do gás natural é caro e, neste momento, deseja-se barateá-lo. Como já dito, a demanda por gás natural está apática e decrescente, e o consenso é de que se deve dispender esforços para aumentá-la. Se ela cair mais, qual empresa construirá os dutos do gás natural, dada a ínfima extensão da malha relativamente às dimensões do Brasil?

Vale aqui esclarecer quatro pontos. O primeiro é que a molécula do gás natural é igual à do biometano: CH₄. Com isso, ambos os gases podem ser transportados pelo mesmo meio e até conjuntamente. O segundo é que o custo do biometano hoje é, em média, duas vezes o do gás natural. Não à toa, segundo a CIBiogas,⁵ apesar da produção de biometano ser de cerca de 5 milhões de m³/dia, são transacionados menos de 0,6%. O resto é para consumo próprio.

O terceiro ponto é como transportar o gás natural (ou o biometano) pelo país. Há três formas: por duto, seja pertencente às distribuidoras monopolistas estaduais, seja às transportadoras nacionais; por caminhões a gás natural comprimido (GNC), geralmente para distâncias de até 400 km; e por caminhões a gás natural liquefeito (GNL), para extensão de até 1.000 km. A ordem dos meios ora mencionada segue os custos. Logo, transportar por duto é a melhor opção, quando se deseja ter o gás ao menor preço possível.

Por último, como quarto ponto, vale lembrar que a RTC, que impõe IS ao gás natural, coloca o biometano em regime favorecido, impondo uma alíquota do IVA menor que a do gás natural. Assim, além do diferencial no imposto em favor do biometano, sobre o gás natural ainda recai o IS.

Desta maneira, a consequência de implementar a obrigatoriedade do CGOB em 2026 (e não futuramente) é que tal fato pode desestimular mais ainda a já combalida demanda por gás natural. Se isso ocorrer, o resultado poderá ser pior para ambos os mercados, pois as distribuidoras de gás natural poderão não investir mais em duto, o que poderá ser um problema para o crescimento do biometano e colocar em risco a sua substituição pelo gás natural. Em suma, o "tiro poderá acertar o próprio pé", na atual conjuntura. A reflexão que aqui se coloca não é sobre o mérito do CGOB – que é excepcional – mas seu timing – que poderia ser depois.

Estando o biometano em regime favorecido, o Estado pode calibrar o seu imposto de tal forma que seu preço se aproxime ao do gás natural, sem utilizar ainda o CGOB, que poderia entrar em vigor quando houvesse um arcabouço regulatório e um amadurecimento maior do mercado. O IVA poderia ser zerado e o financiamento ser feito não pelos produtores e importadores de gás natural, mas pelo Estado.

Uma agenda de Estado focada em reduzir o preço do gás natural e fomentar que o biometano substitua o gás natural, desta forma, deveria incluir os seguintes pontos:

1. estabelecer alíquota zero do IS sobre o gás natural;

2. impor a alíquota do IVA do biometano – que está em regime favorecido – em zero, pois ele traz externalidade positiva e vai na direção de uma economia mais verde;

3. postergar a imposição do custo ao produtor/importador de gás natural com o CGOB;

4. harmonizar as regulações estaduais e a nacional, e dar segurança jurídica para atrair investimentos, que inclui estabelecer metodologias e parâmetros para as regras de tarifas e taxas, por exemplo;

5. focar, junto ao CADE e à ANP, em formas de lidar – remédios antitruste – com o monopolista verticalmente integrado na cadeia do gás natural, que inclui a imposição da desverticalização da cadeia e regulamentação do gás release;⁶

6. permitir o fracking onshore.

Em suma, o que emerge hoje é um panorama de contradição: o governo alardeia que o gás natural deve ter preço menor e demanda maior, mas onera o gás natural com novos tributos e encargos, maltratando-o como a "Geni de Chico". Além disso, pouco se faz para que o preço do gás natural possa reduzir estruturalmente. Assim, uma política pública brasileira do gás natural deveria mirar a quatro frentes simultâneas: calibrar os instrumentos de precificação de carbono para não punir antes de substituir o gás natural; advogar para a exclusão do IS no gás natural; consolidar uma única regulação nacional, para facilitar investimentos e diminuir tarifas; e enfrentar entraves estruturais: desverticalização, gás release e fracking onshore. Se hoje o cenário é desafiador, amanhã, na ausência de uma política coerente, pode ser ainda pior.

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¹ Para a contratação de usinas preexistentes, o preço ficou em R$ 2,3 milhões MW/ano e, para as usinas novas, em R$ 2,9 milhões MW/ano. Para efeitos de comparação, a contratação de usinas hidroelétricas é de R$ 1,4 milhão MW/ano.

² https://go.fgv.br/xDhTs8AsuYv.

³ https://go.fgv.br/2dM25D64VcY.

⁴ Energia flexível é aquela energia gerada por usinas que conseguem ligar, desligar, aumentar ou reduzir a geração rapidamente, respondendo em tempo real às variações de demanda e de oferta renovável: 1) hidrelétricas com reservatório — podem aumentar ou reduzir a geração abrindo ou fechando comportas em minutos. São o grande trunfo histórico do Brasil; 2) termelétricas a gás de ciclo aberto — partida rápida, em 15 a 30 minutos; 3) sistemas de armazenamento em baterias (BESS) — respondem em segundos, são o futuro da flexibilidade; 4) usinas reversíveis (hidrobombeamento) — bombeiam água morro acima quando há excesso de energia e geram quando falta.

⁵ https://go.fgv.br/4Lehzd6vAct.

⁶ Gas release é um mecanismo regulatório pelo qual um agente dominante no mercado de gás natural, geralmente o incumbente verticalmente integrado, é obrigado a liberar (ceder) volumes de gás para terceiros, com o objetivo de estimular a concorrência e desconcentrar o mercado. É essencialmente uma ferramenta de política de abertura de mercado: em vez de esperar que novos players construam toda a cadeia do zero, o regulador força o agente dominante a disponibilizar gás que ele já detém (em contratos de fornecimento, reservas ou capacidade contratada), para que outros comercializadores, distribuidores ou grandes consumidores possam acessá-lo.