O primeiro marco real de um mercado que ainda está se formando
No início de abril, o Brasil chegou a um ponto que o setor energético aguardava há meses. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, em 1º de abril de 2026, a meta de descarbonização para produtores e importadores de gás natural: 0,5% de redução de emissões por meio da participação do biometano no consumo.
A decisão encerrou um ciclo de incertezas que já havia derrubado quatro reuniões convocadas e frustrado expectativas de mercado ao longo de 2025. Mas também revelou, com clareza, o estado real do setor: o mandato existe, a regulamentação está concluída, o instrumento está ativo, e ainda há um caminho considerável a percorrer antes que a política entregue sua promessa de descarbonização em escala.
O que é o mandato e por que ele importa
A Lei do Combustível do Futuro, sancionada em outubro de 2024, criou o chamado Programa Nacional de Descarbonização do Gás Natural (PNDG). O núcleo do programa é simples: produtores e importadores de gás natural passam a ser obrigados a comprovar que uma parcela do seu produto incorpora atributos de descarbonização, na prática, biometano ou os certificados que representam sua geração, os CGOBs (Certificados de Garantia de Origem do Biometano).
A lógica é parecida com a de mandatos já estabelecidos para o etanol e o biodiesel: ao criar uma demanda compulsória, o governo gera previsibilidade regulatória suficiente para que o setor privado invista em produção. A meta prevista em lei começa em 1% de redução de emissões em 2026 e pode chegar a 10% em 2034. O Decreto nº 12.614, publicado em setembro de 2025, regulamentou o instrumento, atribuindo ao CNPE a fixação anual das metas e à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a fiscalização, o credenciamento de certificadores e a emissão dos CGOBs.
Em março de 2026, a ANP concluiu sua regulamentação específica dos certificados. Cada CGOB terá validade de 18 meses, uma janela razoável para permitir flexibilidade comercial aos agentes do mercado.
Por que a meta ficou em 0,5% e o que isso revela
A meta aprovada de 0,5% é superior à proposta original do Ministério de Minas e Energia (MME), que havia sugerido 0,25% em consulta pública. O agronegócio, que representa a principal base de fornecimento de biomassa para o biometano, pressionou por uma meta mais ambiciosa para viabilizar os investimentos. A indústria consumidora de gás natural, preocupada com custo e disponibilidade do produto, puxou para baixo.
O ponto de equilíbrio em 0,5% reflete, acima de tudo, um diagnóstico de mercado: a chamada pública realizada pela Petrobras para aquisição de biometano recebeu propostas insuficientes para cobrir sequer o 1% previsto em lei para os primeiros dois anos. A estatal sinalizou ao governo que cumprir a meta original em 2026 e 2027 seria “desconfortável” para o mercado.
Esse resultado não invalida a política, pelo contrário, indica que o instrumento está sendo calibrado com base na realidade. Mas deixa uma mensagem clara para quem acompanha o setor: a janela para viabilizar o mandato em 2026 é apertada e os desafios envolvem tanto a execução da agenda regulatória da ANP quanto o dimensionamento real da disponibilidade do biometano no país. Eixos
O CGOB: a nova moeda da descarbonização gasífera
Para os agentes obrigados, cumprir o mandato pode ser feito de duas formas: adquirir e queimar a molécula física de biometano, ou comprar CGOBs no mercado, certificados que atestam a geração de biometano renovável, independentemente de onde o gás foi consumido.
Essa separação entre molécula e atributo ambiental é o coração financeiro do instrumento. Ela permite que produtores de biometano em regiões sem acesso à malha de gasodutos vendam seus atributos de descarbonização para agentes obrigados que operam em outros estados, criando um mercado de certificados análogo, em certa medida, ao que existe no mercado elétrico com os RECs (Renewable Energy Certificates).
Para investidores em projetos de biometano, esse mecanismo amplia significativamente o mercado potencial. Um produtor rural no Centro-Oeste, por exemplo, não precisa estar conectado fisicamente ao sistema de gás de São Paulo para monetizar seus atributos ambientais. A receita pode vir da venda da molécula para consumidores locais e da venda do CGOB para agentes distantes.
A liquidez desse mercado, contudo, ainda é incipiente. A ANP optou por realizar uma Avaliação de Resultado Regulatório após os três primeiros anos do Programa de Incentivo ao Biometano, o que indica que o regulador já reconhece a necessidade de ajustes futuros. Para investidores, esse horizonte de revisão regulatória é uma variável de risco que precisa estar precificada nos modelos de viabilidade dos projetos.
O diagnóstico que está sendo construído agora
Um dado que merece atenção imediata: a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) encerra em 31 de maio a chamada pública que visa identificar o potencial de oferta e demanda de gás e biometano, com previsão de publicar a primeira edição do planejamento no segundo semestre, para subsidiar o CNPE na definição do mandato dos anos seguintes. Abegas
Esse levantamento é estratégico. As metas de 2027 em diante serão calibradas com base nesse diagnóstico, e o mercado ainda diverge sobre o volume real disponível. A EPE também identificou dois projetos prioritários de hubs de injeção de biometano na malha de gasodutos de transporte, o que indica que o gargalo de infraestrutura começa a ser endereçado no nível do planejamento.
Onde o setor está e para onde pode ir
O Brasil já soma 79 plantas com tecnologia de purificação de biometano, sendo 54 em operação e 25 em implantação, com capacidade total de 667 milhões de Nm³/ano. O número de unidades produtoras de biogás com fins energéticos cresceu 18% em 2024, e a oferta de biometano poderá triplicar até o fim de 2026, com crescimento de 193% no acumulado, impulsionado pela entrada de 30 novas unidades, mas isso depende de que todos os projetos em fase de autorização da ANP sejam efetivamente concluídos.
A Abiogás projeta que, até 2032, o Brasil terá pelo menos 200 plantas de biometano, com capacidade próxima a 8 milhões de m³/dia. O mandato de biometano no Brasil, implementado a partir de 2026, tem meta inicial de 1%, que a lei prevê escalar até 10% em 2034. Essa rampa de crescimento, se mantida, transforma o biometano em um dos maiores mercados de biocombustíveis gasosos do mundo.
O cenário global também reforça essa tendência. O relatório da IRENA divulgado em 20 de maio de 2026, em colaboração com a presidência brasileira da COP30, aponta que o mundo está entrando em uma nova fase da transição energética, centrada na eletrificação, nas energias renováveis e na aceleração da substituição de petróleo, gás fóssil e carvão, e que triplicar a capacidade de energia renovável e dobrar as melhorias de eficiência energética até 2030 são metas essenciais, mas não suficientes por si sós para realizar a transição energética global. O biometano, como substituto renovável do gás fóssil em setores de difícil eletrificação, como transporte pesado e indústria de processos, se encaixa exatamente no espaço que as energias renováveis elétricas não conseguem preencher sozinhas.
O que os investidores precisam avaliar
O mandato cria previsibilidade de demanda. Mas três variáveis merecem atenção cuidadosa antes de qualquer decisão de investimento:
Risco de calibração regulatória: As metas do CNPE são revisadas anualmente. A flexibilidade legal que permite ao conselho reduzir a meta “por motivo justificado de interesse público” é um colchão para o mercado, mas também uma fonte de incerteza para quem modela fluxo de caixa em projetos de longo prazo.
Risco de liquidez dos CGOBs: O mercado de certificados ainda está se formando. A precificação do CGOB depende da relação entre oferta (biometano disponível) e demanda (agentes obrigados). Em um ambiente de oferta ainda restrita, o preço tende a ser favorável ao produtor, mas isso pode mudar rapidamente com a entrada das 30 novas unidades previstas.
Oportunidade de infraestrutura: Os dois hubs de injeção previstos pela EPE, além da eventual expansão da malha de distribuição de gás, representam uma janela para investimentos em infraestrutura com lastro em política pública. Projetos que conectem produtores rurais à malha de transporte têm potencial de capturar tanto a receita da molécula quanto a do certificado.
Para empresas com compromissos ESG formalizados, especialmente aquelas que reportam emissões de Escopo 2 e Escopo 3, contratar energia ou gás com atributos de biometano certificado já é, hoje, uma alternativa concreta e rastreável. No mercado livre de energia, é possível contratar energia de biomassa ou biogás de aterro sanitário, obtendo rastreabilidade por meio de certificados, o que impacta diretamente os indicadores de Escopo 2 de emissões e pode ser apresentado como ativo em relatórios ESG e auditorias de carbono.
Conclusão
O mandato do biometano é um instrumento bem desenhado para um mercado que ainda está aprendendo a andar. A meta de 0,5% aprovada pelo CNPE em 2026 não é uma derrota da política, é um ajuste realista que reconhece que escala, infraestrutura e confiança regulatória se constroem juntas, não por decreto.
O que está em jogo agora é a capacidade do setor de demonstrar, nos próximos 24 meses, que a rampa de crescimento prevista na Lei do Combustível do Futuro é factível. A chamada pública da EPE, cujo prazo encerra em 31 de maio, será determinante para esse diagnóstico. E os CGOBs, ainda pouco conhecidos fora do setor, devem ganhar relevância crescente à medida que grandes empresas precisam comprovar metas de descarbonização com evidência rastreável.
Para investidores que querem entrar cedo em um mercado em formação, o biometano brasileiro oferece fundamentos sólidos: política pública clara, potencial de biomassa abundante e demanda compulsória crescente. O risco está no ritmo. E neste setor, o ritmo é sempre regulatório.
