Cerca de 42% dos resíduos gerados no Brasil ainda são enviados para aterros e lixões. O dado costuma ser lido como atraso de saneamento — e é. Mas desde 1º de janeiro deste ano ele admite outra leitura, menos confortável para quem enxerga resíduo apenas como passivo: o destino desse material passou a ter preço formado, ao mesmo tempo, em três mercados regulados — energia elétrica, gás renovável e carbono. 

A mudança não veio de uma canetada, mas de um encaixe de peças que levou meia década. Em março, a ANP concluiu o arcabouço do biometano com as Resoluções 995 e 996, que regulamentam os CGOB (Certificados de Garantia de Origem do Biometano), emissíveis desde o início do ano. O certificado separa a molécula do atributo ambiental e permite negociar o benefício climático por si. É o mesmo movimento conceitual que, no setor elétrico, transformou geração renovável em duas receitas em vez de apenas uma. Porém, ainda faltam as metas obrigatórias de aquisição, ainda a cargo do MME e do CNPE — e é nelas que se define a profundidade desse mercado. 

Em paralelo, o Sistema Brasileiro de Comércio de Emissões saiu do papel, com as primeiras cadeias passando a ter obrigações de medição e verificação a partir de 2027 e o setor de resíduos previsto para etapa seguinte. No Senado, o PL 3.311/2025, que institui o Programa Nacional do Metano Zero, avançou na Comissão de Assuntos Econômicos. Some-se a isso a posição do Brasil entre os cinco maiores emissores mundiais de metano e o quadro se fecha: a molécula que hoje escapa de graça de um aterro ou da atividade agropecuária, e vai direto para atmosfera, está a caminho de custar dinheiro a quem a deixa escapar — e de trazer retorno financeiro para quem a captura. 

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O potencial desse mercado não é modesto. Levantamento da Abren (Associação Brasileira de Energia de Resíduos) aponta potencial para 130 usinas de URE’s (recuperação energética de resíduos) no Brasil, somando 3,3 GW, e até R$ 181 bilhões mobilizáveis em modelo de project finance. Há hoje cerca de 400 MW em projetos em desenvolvimento, e o Plano Nacional de Resíduos Sólidos (Planares) fixa meta de aproximadamente 994 MW instalados em UREs até 2040, com desvio de cerca de 52% dos resíduos. Em 2027, a URE Barueri, com 30 MW, deve tornar-se a primeira usina comercial do gênero no país. No biogás, o Brasil opera mais de 1.800 plantas, com mercado de 5 bilhões de Nm³ em 2025, enquanto aproveita apenas 5,9% de uma capacidade estimada em 84 bilhões de Nm³ por ano.  

A pergunta relevante para quem avalia participar desse mercado, portanto, não é se há potencial. É por que ele ainda não escalou. A resposta tem menos a ver com tecnologia — madura e replicada em milhares de plantas mundo afora — e mais com a qualidade da estruturação. 

O primeiro ponto de atenção é o licenciamento ambiental. A Lei Geral do Licenciamento Ambiental está em vigor desde fevereiro, acompanhada da lei da Licença Ambiental Especial, e é objeto de três ações diretas de inconstitucionalidade no STF (Supremo Tribunal Federal). Para um ativo com horizonte contratual de 20 a 30 anos, simplificação não é sinônimo de previsibilidade: enquanto o desenho não se estabiliza, o risco jurídico precisa ser precificado no modelo, não ignorado nele. 

O segundo ponto de atenção é técnico, e é onde a maioria dos projetos estaciona. Em tratamento térmico, a licença ambiental se ganha ou se perde “no ar”. Limites de emissões atmosféricas de dioxinas, furanos, óxidos de nitrogênio, material particulado e metais pesados definem a configuração do sistema de tratamento de gases, que por sua vez define parcela expressiva do capex.

O estudo de dispersão atmosférica não é peça de conformidade a ser produzida no fim — é insumo de projeto, condiciona a escolha do local da instalação e antecipa o embate público. Quem trata licenciamento como formalidade tardia costuma pagar a conta em dois ou três anos de cronograma. 

O terceiro ponto que requer análise profunda é financeiro, e é o que separa a intenção da realização. Uma URE não é projeto de energia ou obra de saneamento: é, sem dúvida nenhuma, os dois. Sua âncora de receita é a tarifa de destinação paga pelo poder público, complementada pela venda de energia, vapor ou resfriamento, e cada vez mais, por créditos ambientais. Isso significa que a bancabilidade depende menos do balanço do investidor e mais da qualidade contratual da contraparte pública e da garantia de fornecimento de tonelada.

Daí a centralidade das concessões, das PPP's (Parcerias Público-Privadas) e dos consórcios intermunicipais, que agregam a escala que um município isolado raramente tem. Projetos são inviabilizados devido à tarifa abaixo do custo, por ausência de contrato de energia de longo prazo e por risco de contraparte — quase nunca por falha de tecnologia. 

O que esse cenário evidencia é que temos, hoje, um mercado cuja barreira de entrada não é capital e nem engenharia, mas a elaboração de bons projetos. Estruturar um negócio dessa magnitude e complexidade exige transitar, com a mesma desenvoltura, pelo edital de licitação, pelos estudos ambientais, pela caracterização gravimétrica do resíduo e pela planilha de fluxo de caixa descontado — e entender que uma decisão em qualquer um desses domínios impacta diretamente os outros três. É uma competência interdisciplinar que o mercado brasileiro ainda está formando, e que hoje vale mais do que o acesso a funding. 

A janela regulatória está aberta, porém ela não seguirá assim indefinidamente: os “depósitos” de resíduos com escala e contraparte confiável são finitas, e serão tomadas por quem chegar primeiro com um plano de negócio estruturado — não por quem chegar depois apenas com boa intenção. 

* Yuri Schmitke é presidente executivo da Abren, sócio da Schmitke WTE Consultoria e da CR&Partners Advogados e professor do MBA em Energia de Resíduos do Ibmec. José Mateus Bichara é sócio da Atmospla e professor do MBA em Energia de Resíduos do Ibmec.