Decreto 12.614/2025, que regulamenta a Lei dos Combustíveis do Futuro, criou o Programa Nacional de Descarbonização do Gás Natural e instituiu o mandato de biometano a partir de 2026. A norma estabelece que produtores e importadores de gás natural passem a cumprir metas anuais de redução de emissões, vinculadas ao uso de gás renovável na rede ou à comprovação, por meio de certificados, de que parte desse suprimento tem origem em biometano.
A meta inicial definida para 2026 é de 1% de redução das emissões associadas ao gás natural comercializado no país, o que equivale, dependendo do fator de emissão considerado, a algo em torno de 1,1% a 1,4% do volume físico substituído por biometano. A trajetória prevista permite que esse percentual cresça gradualmente até cerca de 10% em 2034, transformando o biometano em componente permanente da matriz de gás ao longo da próxima década.
Embora o patamar de 1% seja visto como conservador por parte dos agentes, a medida inaugura, pela primeira vez, uma obrigação regulatória de descarbonização do gás natural no Brasil. Em vez de depender apenas de iniciativas voluntárias ou de programas setoriais, o biometano passa a integrar uma política de Estado, com metas, prazos e mecanismos de fiscalização definidos.
Quanto 1% significa em descarbonização
Do ponto de vista climático, a contribuição de 1% em 2026 é inicial e tem caráter mais estruturante do que transformador. Em termos absolutos, o volume de emissões evitadas ainda é pequeno quando comparado ao total de gases de efeito estufa do setor de energia e da economia brasileira como um todo.
Análises publicadas em veículos especializados, como Brasil Energia, e em plataformas de políticas públicas detalham dois efeitos distintos do mandato. O primeiro é o efeito direto: substituição de uma parcela do gás fóssil por biometano em usos como geração termelétrica, processos industriais e aplicações térmicas diversas, com redução proporcional das emissões de CO₂ fóssil e de metano associadas à cadeia de suprimento. O segundo é o efeito de sinal: criação de uma demanda compulsória que reduz a incerteza regulatória, ancora contratos de longo prazo e facilita financiamentos para novas plantas de biogás e biometano.
Nesse contexto, padrões internacionais de contabilização de emissões, como os do GHG Protocol, ganham importância para garantir que a redução de emissões associadas ao biometano seja registrada de forma transparente nos inventários corporativos, em especial nos escopos ligados ao consumo de energia. Se a trajetória de metas chegar próxima de 10% até 2034, projeções indicam substituição de uma fração relevante do gás natural em segmentos que hoje têm poucas alternativas tecnológicas competitivas de curto prazo.
CGOB e a disputa sobre “quem paga a conta”
O desenho do mandato prevê que o cumprimento das metas ocorra de duas formas principais: mistura física de biometano ao gás natural entregue aos consumidores ou comprovação, por meio de Certificados de Garantia de Origem do Biometano (CGOB), de que determinado volume de gás tem origem renovável. O CGOB funciona como instrumento de rastreabilidade e de valoração dos atributos ambientais do biometano, permitindo que a descarbonização seja contabilizada mesmo quando o gás renovável e o fóssil circulam na mesma rede.
A Audiência Pública 13/2025 da ANP, realizada no âmbito da regulamentação do programa Combustível do Futuro, expôs uma das principais tensões da política: a definição de quem suporta o custo da descarbonização. As contribuições indicam visões distintas entre agentes de produção, comercialização, distribuição e grandes consumidores sobre como distribuir o ônus financeiro do cumprimento das metas, em especial nos primeiros anos, quando o mercado ainda é incipiente.
Artigo publicado no portal Biogás & Energia resume o debate ao perguntar “quem vai pagar a conta da descarbonização”, destacando o papel central do CGOB na formação de preço e na repartição de custos ao longo da cadeia. Analistas observam que a forma final de rateio de custos e a metodologia para metas individuais por agente serão determinantes para o ritmo de expansão do biometano. Um desenho que concentre o encargo em poucos elos da cadeia pode gerar resistência e litígios, enquanto um modelo que combine previsibilidade, gradualismo e transparência tende a favorecer a expansão de oferta e a liquidez do mercado de certificados.
São Paulo como laboratório de escala regional
O Estado de São Paulo entrou em 2026 em posição destacada no mercado de biometano, com cerca de 500 mil metros cúbicos por dia em operação e projeção de superar 700 mil metros cúbicos diários até o fim do ano. O avanço está detalhado em comunicado da Agência São Paulo, que relaciona o crescimento do gás renovável a políticas de resíduos, agroenergia e metas climáticas estaduais.
Estudo citado pela Secretaria de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística de São Paulo aponta que o potencial de longo prazo do estado pode chegar a 36 milhões de metros cúbicos de biometano por dia. Esse volume seria suficiente para substituir integralmente o consumo industrial de gás natural em São Paulo ou até 85% do diesel atualmente utilizado no transporte estadual, o que ilustra a dimensão da oportunidade em termos de descarbonização e segurança de suprimento.
Na prática, o avanço paulista funciona como laboratório de políticas públicas e de integração entre metas climáticas, regulação de gás e gestão de resíduos. Ao canalizar resíduos urbanos e agroindustriais para produção de biogás e biometano, o estado combina redução de emissões com economia circular e mitigação de impactos locais em aterros e efluentes, criando um conjunto de benefícios ambientais e sociais.
Biometano em logística e no campo
No transporte, o biometano começa a aparecer como alternativa concreta ao diesel em 2026. Reportagens setoriais mostram o uso do combustível em rotas de alto volume entre Rio de Janeiro e São Paulo, com carretas utilizando gás renovável em substituição parcial ao óleo fóssil. A adoção em frotas de caminhões e ônibus urbanos tende a crescer em corredores com infraestrutura de abastecimento, em especial onde há produção local de biometano e ganhos logísticos associados.
No campo, o biometano se conecta à agenda de energia rural, manejo de dejetos e modernização de máquinas agrícolas. Relatórios como o Panorama do Biogás no Brasil 2024, da Abiogás, mostram que propriedades com alto volume de resíduos orgânicos podem produzir biogás e purificá‑lo para biometano, reduzindo custos com combustíveis, diminuindo emissões de metano em fontes difusas e gerando receita adicional com a venda de excedentes à rede.
Essa combinação de usos reforça o papel do biometano como solução de transição em setores de difícil eletrificação, como transporte pesado de longa distância e processos térmicos industriais de alta demanda energética. Ao mesmo tempo, posiciona o gás renovável como peça intermediária entre o gás natural fóssil e soluções mais maduras de eletrificação plena ou hidrogênio de baixo carbono.
Biometano e o olhar do investidor
A agenda de biometano também começa a entrar no radar de investidores alinhados a índices e estratégias de investimento sustentável, como os monitorados pela FTSE Russell. O relatório “2026 Sustainable Investment Trends” indica que ativos ligados à transição energética, infraestrutura de gás renovável e soluções de economia circular ganham relevância em carteiras que buscam compatibilizar retorno financeiro e metas climáticas.
Para investidores institucionais, o biometano oferece uma combinação de atributos: redução de emissões de CO₂ e metano, contribuição para metas nacionais e corporativas e possibilidade de geração de receita adicional por meio de certificados e mercados de carbono. Ao mesmo tempo, a credibilidade dos dados de emissões e a aderência a padrões como o GHG Protocol serão condições para que esses ativos sejam plenamente reconhecidos em estratégias ESG mais sofisticadas.
Um primeiro teste para a descarbonização regulada do gás
Em 2026, o impacto do biometano na descarbonização brasileira se manifesta menos nos números absolutos de emissões evitadas e mais na criação de um arcabouço regulatório e de mercado. O ano marca a passagem da agenda de biogás e biometano de propostas e estudos setoriais para um regime de metas obrigatórias, com instrumentos definidos e monitoramento regulatório pela ANP.
A expansão regional, puxada por estados como São Paulo e por corredores logísticos no Sudeste, mostra que é possível combinar segurança de suprimento, gestão de resíduos e redução de emissões em um mesmo vetor de política pública. O desafio a partir de 2026 será transformar esse primeiro passo em trajetória consistente de aumento de metas, ampliação de oferta e integração com outras políticas de clima, resíduos e transporte.
Nesse contexto, o biometano tende a ser observado como o primeiro grande teste da capacidade brasileira de estruturar um mecanismo de descarbonização regulada para o gás natural, com metas claras, instrumentos de rastreabilidade e participação crescente de projetos ancorados em economia circular e em geração distribuída de baixo carbono.
