Capacidade de biometano triplicou, mas produção é metade da meta de 2027

A proposta do MME de elevar para 1% em 2027 a meta de descarbonização do gás natural chega a um mercado três vezes maior do que o que existia quando o Congresso começou a discutir o mandato do biometano, em setembro de 2023. A capacidade autorizada pela ANP saltou de 417 mil m³/dia, em seis plantas, para 1,37 milhão de m³/dia, em 21 plantas. A produção efetiva, porém, cresceu menos: de 205 mil para 514 mil m³/dia na média de maio a julho de 2026, a mesma que o MME usa na AIR, pouco mais da metade dos 995,2 mil m³/dia que a meta de 2027 exige. Julho, o melhor mês da série, fechou em 561 mil m³/dia; agosto, em 529 mil. Os números constam do painel dinâmico de produtores de biometano da ANP, atualizado em setembro com dados até agosto de 2026, e das duas notas da EPE que embasaram as metas de 2026 e 2027. A eixos cruzou a série mensal da agência com os estudos da EPE e com a análise de impacto regulatório (AIR) que o MME colocou em consulta pública nesta segunda (05), aberta até 6/11. Quando o PL 4516/2023 chegou à Câmara, em setembro de 2023, o país tinha seis usinas autorizadas: GNR Fortaleza (CE), Gás Verde e GNR Dois Arcos (RJ), Cocal, Metagás e Engep (SP). As duas primeiras autorizações novas só vieram em agosto e setembro de 2024, com a Raízen-Geo Biogás Costa Pinto (130,4 mil m³/dia, em Piracicaba) e a Essencis (67,2 mil m³/dia, em Caieiras), ambas em São Paulo. Quando a Lei do Combustível do Futuro (14.993/2024) foi sancionada, em 8 de outubro de 2024, eram oito plantas e 615 mil m³/dia. Dali até agosto de 2026, a ANP autorizou outras 13 unidades e a capacidade cresceu 753 mil m³/dia, mais que dobrando em menos de dois anos. As maiores autorizações do período são a Biometano Verde Paulínia (autorizada em novembro de 2025 com 106,9 mil m³/dia e ampliada para 225,8 mil em junho de 2026, o que a torna hoje a maior planta autorizada do país), a Orizon de Jaboatão dos Guararapes (PE, 108,9 mil m³/dia), a Biometano Santa Cruz (SP, 82,6 mil m³/dia), a Biometano Sul (RS, 64,8 mil m³/dia) e a Cocal PPT (SP, 60 mil m³/dia). O mapa também se espalhou: além de SP, RJ e CE, há hoje plantas autorizadas em Pernambuco, Minas Gerais, Mato Grosso do Sul, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

Efeito no preço do gás

O MME estima que a meta de 1% encareça o gás natural entre 0,13% e 1,14%. A conta parte do preço de referência de US$ 12,55/MMBtu, do boletim de comercialização da ANP, e de dois cenários para a diferença de custo entre o biometano e o gás fóssil: de US$ 1,66 a US$ 14,34/MMBtu, faixa tirada de um estudo da Fiesp, Instituto 17, PSR e Amplum sobre o biometano em São Paulo. No limite superior, o biometano custa mais que o dobro do gás natural. A AIR trata o número como ordem de grandeza, não como previsão: o efeito real depende do preço que o CGOB vier a ter e de quanto do custo os produtores e importadores repassam na cadeia. O impacto cresce em linha com a meta: 2% dariam de 0,26% a 2,29%, e os 5% indicados para 2030, de 0,66% a 5,71%. O ministério recomenda acompanhar o efeito sobre a indústria intensiva em gás e sobre consumidores expostos à concorrência internacional, mas não propõe medida para amortecer o repasse ao consumidor: prevê só monitoramento e reavaliação anual da meta.

Capacidade no papel

A produção não acompanhou a capacidade no mesmo ritmo. Em setembro de 2023, as plantas produziam 205 mil m³/dia, 49% do que estavam autorizadas a produzir. Em outubro de 2024, mês da sanção, 243 mil m³/dia (39%). Entre maio e julho de 2026, a média foi de 514 mil m³/dia, ou 37,6% da capacidade autorizada, e julho marcou o recorde da série, com 561 mil m³/dia. A AIR do MME usa exatamente esse dado para calibrar a meta. A proposta de 1% corresponde a 72,7% da capacidade autorizada e exige um aumento de 481 mil m³/dia sobre a produção recente. O ministério descartou de saída qualquer percentual a partir de 3% para 2027 porque o volume necessário supera com folga a capacidade existente. Os dados da ANP ajudam a explicar a distância entre o autorizado e o produzido. Quatro das 21 plantas autorizadas, que somam 332 mil m³/dia, ou 24% da capacidade nacional, não processaram volume relevante de biogás em nenhum mês desde que receberam a autorização: Adecoagro (MS), SCBio (SC), Biometano Verde Paulínia e Biometano Santa Cruz (SP). Paulínia e Santa Cruz são as duas maiores autorizações de São Paulo nos últimos 12 meses e nunca passaram de 300 m³/dia de biogás processado. No outro extremo, a Gás Verde, em Seropédica (RJ), operou a 86% da capacidade de processamento. A EPE reconhece a diferença. Na nota que embasa a proposta de 2027, a empresa calcula que o fator de capacidade médio das plantas brasileiras desde 2020 é de 45,2%, com piso de 36,5% em 2026, e é com esse fator, e não com a capacidade nominal, que projeta a oferta disponível.

Cronograma das obras atrasa

A projeção da EPE depende do cronograma de obras que as empresas declaram à ANP, e o primeiro ciclo mostrou que esse cronograma atrasa. Na nota de dezembro de 2025, que embasou a meta de 2026, a empresa contava 16 plantas autorizadas e 989 mil m³/dia em setembro de 2025 e projetava, com base no cronograma de 36 projetos em autorização na ANP, 22 deles com obras previstas até dezembro de 2026, que a capacidade chegaria a 1,86 milhão de m³/dia ao fim de 2026. Faltando três meses para o fim do ano, a capacidade está em 1,37 milhão de m³/dia, 492 mil m³/dia abaixo do projetado. Dos 22 projetos que deveriam somar 870 mil m³/dia até dezembro de 2026, apenas dois foram autorizados até agosto, Paulínia e Biometano São Leopoldo (RS), com 263 mil m³/dia. O restante do crescimento desde setembro de 2025, outros 116 mil m³/dia, veio de plantas que não estavam naquele cronograma. Com base naquela projeção, a EPE concluiu que a meta de 1% em 2026 só seria atingível com o maior fator de capacidade já observado na série (70%, registrado em um único mês, em março de 2020), e que 0,25% era o percentual atendível com a capacidade existente operando no pior cenário. O MME propôs 0,25% em outubro de 2025, e o CNPE fixou 0,5% em abril de 2026, depois que ABiogás, Abegás e Necta pediram 0,5% na consulta pública, com base no fator de capacidade médio das plantas, e o ministério reavaliou a capacidade autorizada pela ANP em março. A nova projeção usa o mesmo método. A EPE contabiliza 41 projetos em processo de autorização na ANP, com 1,43 milhão de m³/dia adicionais, e projeta 2,80 milhões de m³/dia ao fim de 2027, assumindo que todas as obras serão concluídas no cronograma declarado e que a ANP concederá a autorização de operação imediatamente. Com o fator de capacidade médio da série, essa capacidade seria suficiente para o 1%. Uma meta de 1,25%, segundo a análise de sensibilidade da EPE, só seria atendida com o maior fator de capacidade anual da série, os 52% de 2020. O pleito da ABiogás de 1,5% para 2027, apresentado na consulta pública do ano passado, corresponde a cerca de 1,49 milhão de m³/dia pela conta atual da EPE, acima da capacidade hoje autorizada. Já a meta indicativa de 3% para 2028, equivalente a 2,99 milhões de m³/dia, supera a própria capacidade que a EPE projeta para o fim de 2027. A AIR admite que a referência pressupõe que a expansão continue no ciclo seguinte e que os percentuais de 2028 a 2030 serão reavaliados a cada ano.

Entre a produção e o certificado

Para 2026, a conta parece fechar. A meta de 0,5% equivale a cerca de 500 mil m³/dia e a produção supera esse patamar desde junho. Mas o cumprimento se dá por Certificados de Garantia de Origem do Biometano (CGOB), e nem toda a produção gera certificado. A AIR estima que apenas 144 mil m³/dia da produção atual estarão associados a produtores aptos a emitir CGOB ao fim de 2026, e que a produção do ano pode gerar 491 mil certificados, pouco acima dos 394 mil que o ministério reserva para a obrigação de 2026, calculada apenas sobre os 78 dias a partir de 15 de outubro, quando a AIR supõe que os primeiros CGOBs serão emitidos. Sobrariam 97 mil CGOBs para 2027, o que o MME chama de estoque de passagem. Das 21 plantas autorizadas, dez têm certificação no RenovaBio. O sistema de registro dos certificados, a cargo do Serpro, ainda não está concluído. O MME também admite que não tem dados consolidados sobre o volume de biometano já comprometido em contratos no mercado voluntário, que pode não estar disponível para a meta compulsória, nem sobre o biogás destinado à geração elétrica. A Mesa de Monitoramento do Mercado de Biometano, criada pelo CNPE em abril, ainda não recebeu essas informações dos participantes.

Relembre

A Lei do Combustível do Futuro criou o mandato de descarbonização dos produtores e importadores de gás natural com percentual inicial de 1% a partir de 2026 e teto de 10%, e autorizou o CNPE a reduzir a meta abaixo de 1% por interesse público ou quando a produção de biometano não permitir o cumprimento. O biometano havia ficado de fora da proposta original do governo, enviada em setembro de 2023, e foi incluído pelo relator, Arnaldo Jardim (Cidadania/SP). A Câmara concluiu a votação em 11 de setembro de 2024 e a lei foi sancionada em 8 de outubro. O decreto 12.614, de setembro de 2025, regulamentou o programa, e as resoluções ANP 995 e 996, de março de 2026, definiram a individualização das metas e o CGOB, equivalente a 100 m³ de biometano. Em outubro de 2025, o MME propôs 0,25% para 2026. O CNPE fixou 0,5% em 1º de abril de 2026, na resolução 4/2026, publicada em maio. Nesta segunda (5/10), o MME abriu a consulta pública 234/2026 com a proposta de 1% para 2027 e metas indicativas de 3% em 2028, 4% em 2029 e 5% em 2030. Pelo decreto, o CNPE precisa fixar a meta de 2027 até 1º de novembro.

Fonte: Eixos