Regulamentação do CCS inaugura nova fronteira de risco jurídico no Brasil

O Ministério de Minas e Energia trabalha os trâmites finais para publicar o decreto que regulamenta a captura e o armazenamento de carbono no subsolo brasileiro — tecnologia conhecida pela sigla CCS, do inglês carbon capture and storage. O texto, que passa pela Casa Civil, estabelece as regras para que empresas possam capturar CO₂ em processos industriais, transportá-lo por dutos e injetá-lo em reservatórios geológicos a centenas de metros de profundidade.

A iniciativa integra o arcabouço da Lei do Combustível do Futuro, sancionada pelo presidente Lula em 2024, que atribuiu à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a competência para autorizar e fiscalizar os projetos. A minuta já passou por consulta pública ao final de 2025 e recebeu contribuições de empresas, associações e especialistas.

A tecnologia de Captura e Armazenamento de Carbono consiste em coletar CO₂ emitido por plantas industriais, comprimi-lo e injetá-lo em formações geológicas no subsolo — como aquíferos salinos ou reservatórios exauridos de petróleo — onde o gás fica isolado da atmosfera de forma permanente. O decreto também abrange variantes da tecnologia: o CCUS (com utilização industrial do CO₂ antes do armazenamento) e o BECCS (que combina bioenergia com captura e estocagem, gerando emissões negativas líquidas).

Para o setor de petróleo e gás, o CCS representa uma janela de continuidade operacional num cenário de crescente pressão pela redução de emissões. A Petrobras já anunciou o desenvolvimento do projeto CCS São Tomé, em Macaé (RJ), com investimento estimado em US$ 250 milhões e previsão de início de operação em 2028 — com capacidade para capturar 300 mil toneladas de CO₂ ao longo de três anos.

Mas se o otimismo do setor produtivo é evidente, a arquitetura jurídica que sustentará esses projetos ainda está longe de ser trivial. O novo marco regulatório introduz o que especialistas têm chamado de "paradigma de risco temporal": obrigações e passivos que se estendem por décadas após o encerramento das operações. O decreto prevê um período mínimo de 20 anos de monitoramento após o descomissionamento das instalações — prazo que pode ser prorrogado indefinidamente caso não se comprove a estabilidade do CO₂ armazenado.

Para Roberto Gonzales, especialista em ESG, Governança Corporativa e membro do Comitê Brasileiro de Pronunciamentos de Sustentabilidade (CBPS), o decreto cria um "rastro jurídico" que pode ultrapassar ciclos societários, prazos de financiamento e até a própria existência do operador. "A advocacia empresarial precisa migrar de uma lógica contratual tradicional — estática e bilateral — para uma arquitetura jurídica dinâmica, modular e intertemporal de gestão de risco", afirma.

Para Rodrigo Sluminsky, sócio da área de Sustentabilidade Corporativa do Gaia Silva Gaede Advogados, o problema central não está na falta de instrumentos jurídicos — e sim na dificuldade de atrair o perfil de investidor disposto a assumir compromissos sem saída fácil no curto prazo. "A estruturação de projetos de longo prazo já está consolidada nas principais bancas e instituições financeiras. O problema dificilmente será encontrar soluções jurídicas adequadas, mas encontrar investidores que acreditem na tese e estejam dispostos a aportar recursos em projetos com pouca manobra de saída no curto prazo", afirma.

O advogado reconhece que o monitoramento após o descomissionamento representa um elemento novo, sem paralelo direto em outros setores regulados. Esse desafio, segundo ele, exigirá salvaguardas complementares e adequações contínuas conforme os projetos forem sendo desenvolvidos na prática.

Vladimir Miranda Abreu, sócio do L.O. Baptista, aponta que os contratos já podem ser desenhados para endereçar esses riscos. Na avaliação do especialista, cláusulas de indenizações cruzadas, escrow accounts para passivos e garantias de empresas controladoras ativadas por marcos regulatórios — como 20 anos sem vazamentos — são instrumentos centrais nessa arquitetura. "Além disso, seria importante estabelecer mecanismos de resolução de disputas via arbitragem, com a possibilidade de utilização de peritos em geologia para dar segurança às partes quanto a qualquer procedimento de longo prazo", recomenda.

Do ponto de vista societário, os instrumentos mais cogitados para isolar os passivos de longo prazo são as Sociedades de Propósito Específico (SPEs), consórcios e fundos de investimento. Essas estruturas permitem separar o risco do projeto do balanço das empresas controladoras. Mas há um limite importante nessa equação.

A Lei Federal 14.993/2024 atribui ao titular da autorização deveres de armazenamento seguro, monitoramento contínuo, contingência e inventário de vazamentos — e a responsabilidade por danos ambientais segue a lógica de responsabilidade objetiva do direito ambiental brasileiro. "Em matéria ambiental, com o avanço da agenda de riscos climáticos, a separação patrimonial não é totalmente absoluta", alerta Sluminsky.

Gonzales vai além na descrição das estruturas recomendadas. Para ele, a arquitetura societária mais adequada combina SPEs com camadas de segregação de riscos, sendo que em projetos complexos recomenda-se a chamada "SPE dupla" — que separa a entidade operacional do veículo que assume o passivo de longo prazo relacionado ao monitoramento e às contingências. Consórcios operacionais são possíveis, desde que os riscos permaneçam na SPE, evitando solidariedade entre agentes. Fundos de investimento, como FIPs, e holdings intermediárias ajudam a diluir e profissionalizar os riscos, enquanto contas segregadas para obrigações futuras são essenciais para dar credibilidade financeira ao modelo. "Em cenários avançados, pode-se prever a transferência futura do ativo e passivo residual ao Estado, condicionada a critérios técnicos de estabilidade", acrescenta.

Abreu reforça essa avaliação e aponta os fundos de infraestrutura, viabilizados pela Lei 14.803/2024, como alternativa a ser avaliada. Na sua visão, eles atraem capital passivo ao mesmo tempo em que isolam passivos em veículos com resgates condicionados.

O advogado do Gaia Silva Gaede aponta ainda que o decreto não resolve com clareza quem suportará a responsabilidade de longo prazo após o encerramento do período de monitoramento. O texto prevê apenas a extinção da autorização quando demonstrada a estabilidade do armazenamento geológico — sem definir expressamente o que ocorre com o risco residual depois disso. A exigência de garantias financeiras pela ANP é outro ponto de atenção: se, por um lado mitiga riscos operacionais, a discricionariedade do regulador na definição dessas condições pode, segundo o especialista, inviabilizar o interesse dos investidores.

A questão da responsabilidade por vazamentos ao longo do tempo é um dos pontos mais sensíveis para o mercado. Na estrutura atual do decreto, durante a fase de operação e ao longo do monitoramento pós-encerramento, a responsabilidade é integralmente do operador. Um eventual acidente no 15º ano de armazenamento geraria obrigações técnicas e financeiras sobre quem detém a autorização.

Gonzales detalha que, nesse cenário, a responsabilidade da operadora seria suportada por seguros ambientais, garantias financeiras e estruturas como SPEs, sem afastar a responsabilidade primária perante o regulador e terceiros. Para ele, permanecem zonas cinzentas sobre os critérios de "estabilidade permanente", a responsabilidade residual do operador e o papel do Estado como garantidor de última instância.

Abreu propõe soluções contratuais concretas para endereçar essa lacuna. Entre elas, a chamada "Deemed Transfer Clause" — que prevê transferência automática ao Estado ao fim de 30 anos, caso a ANP não se manifeste —, a criação de um fundo de remediação com depósitos anuais equivalentes a 2% a 5% do CAPEX em conta escrow, e uma cadeia de responsabilidade solidária para sucessores por dez anos após operações de M&A. "No caso de eventual vazamento no ano 15, a operadora deve responder imediatamente, com a controladora cobrindo o excesso via garantia; após a remediação, a ANP avalia o reinício do monitoramento ou o encerramento precoce", explica.

O regulamento da ANP — ainda a ser elaborado — será o instrumento central para definir os critérios técnicos dessa transição de responsabilidade, mas o decreto, em sua versão atual, não antecipa esse caminho de forma expressa.

O horizonte temporal incomum dos projetos de CCS também desafia o mercado segurador. Para Gonzales, a solução passa por substituir a apólice única por programas renováveis de seguros com duração de um a cinco anos, reprecificados com base em dados de monitoramento, combinando coberturas distintas — responsabilidade ambiental, vazamento de CO₂ e interrupção operacional — distribuídas entre seguradoras globais, modelo que especialistas chamam de insurance stacking. Garantias financeiras complementares, como performance bonds, asseguram recursos quando o seguro não cobre integralmente o risco.

Abreu detalha que o mercado segurador brasileiro, por meio da Susep, já testa produtos para o setor. Entre as soluções em desenvolvimento estão apólices de tail risk — inspiradas no modelo nuclear —, que cobrem vazamentos após 30 anos, com resseguradoras globais como Swiss Re e Munich Re operando via parcerias com seguradoras locais como Porto Seguro e SulAmérica. Seguros paramétricos, ativados automaticamente por dados de sensores sísmicos e anomalias de pressão monitorados pela ANP, e pools mutualizados entre operadores de CCS completam o arsenal de instrumentos em estruturação.

A Constituição Federal estabelece que os recursos do subsolo pertencem à União. Com o CCS, surge a possibilidade de conflito entre blocos de armazenamento de carbono e áreas já concedidas ou a serem concedidas para mineração e exploração de petróleo.

Gonzales avalia que o novo arcabouço trata o armazenamento como uso estratégico e legítimo, exigindo coordenação centralizada por meio de outorgas não exclusivas, com delimitação espacial das áreas, cabendo à União priorizar usos com base no interesse público, direitos previamente constituídos e viabilidade técnica. "Ainda assim, tensões persistem, sendo resolvidas caso a caso via ajustes contratuais, zonas de exclusão, acordos de coexistência ou indenizações", pondera. Para ele, é essencial que a advocacia empresarial antecipe esses conflitos desde a origem, com contratos que prevejam reequilíbrio e alocação de risco regulatório.

Abreu acrescenta que, para situações de sobreposição, os contratos devem prever as chamadas preemptory clauses — cláusulas de preempção que estabelecem prioridade para projetos de CCS em conflito com concessões minerárias ou petrolíferas, permitindo realocação compulsória de atividades concorrentes.

O decreto, na sua versão atual, não resolve esse potencial conflito por meio de critérios técnicos rígidos. Sluminsky aponta que, historicamente, embates dessa natureza são solucionados no âmbito ministerial — o que introduz mais discricionariedade e, portanto, mais incerteza para quem pretende investir.

Um aspecto ainda pouco debatido publicamente é a relação entre a integridade do armazenamento físico e a validade dos créditos de carbono eventualmente gerados por projetos de CCS. Se o CO₂vazar décadas após a emissão dos créditos, o que acontece com quem os comprou?

Segundo Sluminsky, os sistemas de mercado de carbono já contemplam mecanismos para lidar com esse risco — como os chamados buffers de risco, obrigações de reposição e compensação prospectiva. Em muitos casos, em vez de anular créditos já emitidos, os sistemas preveem ajustes prospectivos ou mecanismos de recomposição.

Gonzales reforça que os contratos de armazenamento precisam incorporar cláusulas de garantia de permanência, alocação do reversal risk e obrigações contínuas de reporte. "O contrato funciona como infraestrutura jurídica do próprio crédito", afirma. Para ele, a segurança jurídica não elimina o risco, mas o torna previsível, alocado e financeiramente suportável, preservando a credibilidade do mercado de carbono.

Abreu aponta que a Lei 15.042/2024, que criou o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões (SBCE), exige rastreabilidade via blockchain para os créditos, protegendo transações já realizadas por meio de pools de seguros coletivos. Entre os mecanismos de proteção que podem ser implementados, ele cita escrows equivalentes a 20% do valor da transação, vinculados a marcos regulatórios da ANP, e fundos mutualizados entre operadores de CCS para cobrir sinistros de maior porte.

No caso do CCS, embora o armazenamento geológico seja concebido como permanente, o arcabouço regulatório brasileiro ainda trabalha com horizontes de monitoramento mais curtos — e a regulamentação específica para casos de reversão de emissões no mercado regulado nacional ainda está pendente.

Para atrair o capital estrangeiro necessário para financiar essa infraestrutura, a regulação brasileira precisará dialogar com os marcos mais maduros do exterior — como o programa americano de incentivos fiscais via crédito 45Q ou as diretrizes europeias para armazenamento geológico.

Sluminsky é cauteloso na avaliação comparativa. "O Brasil está deixando um vácuo regulatório para um modelo em consolidação. O que ainda nos afasta de modelos mais maduros envolve ausência de incentivos econômicos diretos, indefinição sobre a transferência de responsabilidade e enormes incertezas operacionais, inclusive por conta da discricionariedade do regulador."

Gonzales compartilha o diagnóstico. Para ele, o decreto reduz a assimetria de incerteza — principal freio ao investimento —, mas o país ainda carece de maior detalhamento operacional, previsibilidade regulatória e um ecossistema econômico funcional. "O Brasil deixou de ser um mercado 'não investível' para se tornar um mercado 'em estruturação' — uma mudança significativa na percepção do investidor estrangeiro", avalia.

Abreu é mais otimista quanto ao potencial competitivo brasileiro. Na sua avaliação, o país possui vantagens geológicas únicas: as bacias sedimentares pós-petróleo de Santos e Campos oferecem reservatórios salinos ideais a custos significativamente inferiores aos praticados nos EUA. Além disso, a ANP funcionaria como um one-stop shop para autorização, licenciamento e monitoramento — em contraste com o sistema americano, fragmentado entre regulações federais e estaduais. A integração com o SBCE, com créditos potencialmente negociáveis no mercado regulado com rastreabilidade em blockchain, seria outro diferencial.

Ainda assim, o cenário predominante entre os especialistas é o de um mercado em fase embrionária que precisará amadurecer juntamente com a regulação — ajustando contratos, garantias e apólices de seguro à medida que os primeiros projetos saírem do papel e revelarem os riscos concretos do subsolo brasileiro. "Embora uma tendência avançada em muitos países, ainda temos um longo percurso a percorrer", resume Sluminsky.