Biometano: três anos que transformaram uma tese em realidade

Em artigo publicado no portal da agência Eixos, a fundadora da Isfer Energia e Regulação, Renata Isfer, afirma que,

Há três anos, quase toda conversa sobre biometano no Brasil terminava na mesma pergunta: essa é mesmo uma rota com escala para o país? A pergunta saiu de cena. Hoje o biometano aparece em lei, em decreto, em resolução de agência, em plano de infraestrutura, em linha de crédito público, em edital de transporte urbano e em anúncios de investimentos bilionários. Vale registrar como isso aconteceu, porque quase nada disso existia em 2023. E o ponto de partida, na verdade, é anterior à sanção da Lei do Combustível do Futuro. O programa de biometano não estava no texto que o Executivo enviou ao Congresso. Ele entrou em fevereiro de 2024, pelo relatório do deputado Arnaldo Jardim na Câmara dos Deputados, que criou o Certificado de Garantia de Origem do Biometano – CGOB. E, assim, estabeleceu, para os produtores e importadores de gás natural, uma meta anual de redução de emissões de gases de efeito estufa a ser cumprida por meio da participação do biometano no consumo de gás natural, com valor inicial de 1% e teto de 10% de redução das emissões.

O avanço regulatório e a mudança de discurso

Foi nesse intervalo que o discurso do governo mudou. Em agosto de 2024, o Decreto 12.153, do Gás para Empregar, criou o Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano – PNIIGB, que pela primeira vez incluiu o gás renovável pelo nome em um programa federal de gás. A EPE passou a tratar o tema em seus estudos: o Plano Indicativo de Gasodutos – PIG incorporou alternativas de conexão de polos produtores à malha de transporte, incluindo hubs de injeção de biometano; e está lançando um artigo especial de biometano junto com a Análise de Conjuntura dos Biocombustíveis agora em agosto. Não era assim antes. Biometano era menção lateral em documento de planejamento, quando aparecia. O combustível chegou também a um lugar onde nunca havia estado: o mercado de capacidade elétrica. No 2º Leilão de Reserva de Capacidade, foram contratadas duas térmicas a biometano. Venceram a Cocal Biometano e a UTE Paulínia Verde, que entrou em operação comercial em 1º de agosto. A participação é pequena diante do gás natural, mas o precedente não é: pela primeira vez, o biometano disputou e venceu em um leilão de potência.

Crescimento do mercado e arcabouço regulatório

A resposta do mercado veio junto. Ao fim de 2023, a ANP registrava 6 plantas autorizadas a comercializar biometano, com 417 mil m³/dia de capacidade. Em junho de 2026, eram 21 autorizadas e outras 48 em processo de autorização, com projeção de 3,37 milhões de m³/dia de capacidade instalada até 2028. Em São Paulo, as licenças da Cetesb para projetos de biogás e biometano saltaram de 26, em 2024, para 87 em 2025. O arcabouço foi construído em ritmo incomum. O decreto 12.614/2025 regulamentou o mandato. Em 4 de março de 2026, a ANP publicou as Resoluções 995 e 996, que individualizam as metas e disciplinam o Certificado de Garantia de Origem de Biometano. A Resolução CNPE 4/2026 fixou a meta do primeiro ano. E a cadeia de agentes saiu do papel: até o fim de julho, a agência havia credenciado seis Agentes Certificadores de Origem, dois escrituradores e duas entidades registradoras. Houve ainda uma camada menos visível e igualmente estruturante. Em pouco mais de dois anos, a ANP reconstruiu o estoque normativo do biometano de ponta a ponta, com especial destaque para as resoluções ANP n.º 973/2024, 987/2025, 52/2011 e da recente aprovação pela diretoria da ANP da nova resolução de qualidade de biometano, ainda sem número no momento da redação deste artigo, que unifica a especificação do biometano, um biocombustível fungível, que tinha tratamento diferente, a depender do insumo, nas RANPs 886 e 906, ambas de 2022.  efeito prático é grande: o biometano deixou de ser exceção regulatória e passou a circular pelas mesmas portas do gás natural.

Avanços no transporte e incentivos fiscais

No transporte, o avanço foi visível na rua. Goiás assinou aditivo para 501 ônibus a biometano e GNV e colocou em operação, em março de 2026, os primeiros articulados a biometano do país, abastecidos pelo primeiro posto dedicado a um sistema de transporte coletivo. São Paulo opera 125 caminhões de coleta de lixo a biometano, com meta de mais de 600 até 2027, e instituiu o programa BioSP. A Copersucar diz operar a maior frota brasileira de caminhões a biometano no transporte de açúcar, com mais de 70 veículos. No Paraná, o maior posto de GNV do país, da Gás Futuro, recebeu a primeira bomba pública de biometano para frota pesada do Brasil, que será abastecida pelo aterro sanitário do município de Ponta Grossa. Os estados se moveram na mesma direção, buscando viabilizar e incentivar a produção. O Rio de Janeiro, que desde 2012 obriga as distribuidoras a adquirir todo o biometano produzido no estado até o limite de 10% do volume distribuído, finalmente regulamentou a política em junho de 2025 e derrubou o preço-teto de R$ 1,20 por metro cúbico, que na prática inviabilizava qualquer compra. E o convênio ICMS 24/2025 autorizou as unidades federadas a conceder benefícios fiscais nas operações internas com biometano e GNV destinados a concessionárias de transporte coletivo, instrumento que sustenta os projetos de frota de Goiás e de São Paulo.

Financiamento, demanda e reforma tributária

O dinheiro mudou de lado. O Fundo Clima passou a admitir caminhões a biometano e infraestrutura de abastecimento, algo que não estava previsto antes. Desde então, BNDES aprovou operações tanto para produção quanto para frota, entre elas R$ 140 milhões para a TransJordano montar um corredor verde em São Paulo, com 100 caminhões a biometano e três postos em Sumaré, Cubatão e Ribeirão Preto, abertos também a outras transportadoras. No setor privado, a carteira de projetos identificados soma cerca de R$ 9 bilhões até 2029, e sozinhas Copersucar e H2A anunciaram R$ 8 bilhões e R$ 2,9 bilhões. De acordo com a ABREMA, as empresas de resíduos sólidos urbanos projetam outros R$ 8,5 bilhões em cinco anos. A demanda também deu sinais. Em 2025, Presidente Prudente tornou-se o primeiro município brasileiro abastecido integralmente com biometano, produzido pela Cocal e distribuído pela Necta, a partir de investimento de R$ 12 milhões. A Orizon, por sua vez, firmou com a Ultragaz dois contratos de fornecimento de 150 mil m³/dia por dez anos, com entrega a partir de 2028. São exemplos de como a demanda não depende exclusivamente do mandato. A reforma tributária fechou o quadro. Desde a Emenda Constitucional 123, de 2022, a Constituição impõe ao poder público manter regime fiscal favorecido para os biocombustíveis destinados ao consumo final, com tributação inferior a incidente sobre os combustíveis fósseis e capaz de garantir diferencial competitivo em relação a estes. Faltava a lei complementar exigida pela própria emenda, que veio com a Lei Complementar 214/2025 e fixou a faixa: as alíquotas de IBS e CBS do biocombustível não podem ser inferiores a 40% nem superiores a 90% da carga do fóssil comparável, ou seja, o desconto pode alcançar 60%. O diferencial competitivo do biometano deixou de ser promessa constitucional e passou a ter número. Some tudo: um programa criado por emenda parlamentar virou lei, decreto, resolução de agência, plano de infraestrutura, linha de crédito e política estadual de transporte. O biometano deixou de ser pauta de associação setorial e virou tema de governo, como na 4ª Reunião Plenária do Conselho de Desenvolvimento Econômico Social Sustentável, na qual o vice-presidente Geraldo Alckmin anunciou o biometano entre as seis cadeias prioritárias aprovadas pelo Conselho Nacional de Desenvolvimento Industrial.

Desafios e o futuro do biometano no Brasil

O que falta agora não é convencer ninguém de que o biometano funciona, e sim dar a ele um horizonte. Três pendências organizam a agenda. A primeira é implementar na prática o desconto tributário. A faixa está fixada, mas o percentual aplicável ao biometano não. A conta é simples e ilustra o que está em jogo: com a alíquota de referência estimada em 27,91% pelo Comitê Gestor do IBS em julho deste ano, aplicar o piso da faixa levaria o biometano a cerca de 11%, contra quase 28% incidentes sobre o gás natural. São dezessete pontos percentuais de diferença, o que permite que plantas de menor porte e mais distantes da infraestrutura se viabilizem comercialmente. Nesse sentido, é lamentável que o Decreto 12.955/2026 tenha postergado a entrada do biometano e do GNV no regime específico para 2033. Definir cedo o percentual, no piso da faixa, é a medida que propiciará o aumento da arrecadação pela ampliação da oferta de biometano. A segunda pendência é operacional: os informes técnicos em vigor tratam do credenciamento dos agentes, e o Informe Técnico nº 04, que estabelece os procedimentos de certificação do produtor e do importador, teve a participação social encerrada em 6 de julho e aguarda consolidação. É a última peça para que o primeiro CGOB possa ser emitido, e a emissão desse certificado é o que faz a meta de 2026 começar a correr, pro rata, na forma do artigo 46 do Decreto 12.614/2025. A terceira é a que realmente decide o tamanho desse mercado, e não se resolve com nenhum ato operacional. O § 7º do artigo 4º do Decreto 12.614/2025 diz que a análise de impacto regulatório que precede a fixação da meta anual poderá contemplar metas indicativas para os cinco anos subsequentes. Enquanto essa faculdade não for exercida, a política funciona em ciclos de doze meses, e nenhum ciclo de doze meses financia uma planta de biometano.

A razão é aritmética. Quem constrói uma usina compromete capital por quinze ou vinte anos e precisa de contrato. Do outro lado, um produtor de gás natural não se programa para comprar um volume que só conhecerá em novembro do ano anterior. Sem trajetória publicada, ninguém contrata à frente, e a meta acaba sendo calibrada pela oferta que já existe. Foi o que aconteceu em 2026, quando o CNPE fixou 0,5%, ou seja, metade do piso legal, considerando as condições correntes de oferta e infraestrutura. O resultado desse desenho é o crescimento vegetativo, em que entra apenas quem já estava entrando. Uma trajetória indicativa de cinco anos inverte a sequência. A demanda passa a ser conhecida antes do investimento, e não depois. Ela não precisa nem deve se basear na expectativa de oferta atual. O raciocínio é o inverso: é a oferta futura que usará essa referência como garantia de que terá a demanda necessária para investir em novas plantas. ale lembrar que o RenovaBio nasceu com metas fixadas para um período mínimo de dez anos, e foi essa previsibilidade que organizou o mercado de CBIOs. O risco de errar para cima é menor do que se costuma supor, porque o desenho tem dois níveis. O plano plurianual dá o sinal, ou seja, a trajetória indicativa que permite ao produtor decidir investimento e ao comprador se programar. A análise de impacto regulatório que precede a fixação da meta de cada ano faz a verificação: confere se a oferta acompanhou a trajetória anunciada e, se não acompanhou, fixa uma meta definitiva inferior à prevista no plano. É a AIR que fica ancorada na oferta observada e é ela que vincula, não o plano de cinco anos. Ao plano cabe sinalizar e à AIR, calibrar. A isso somem-se a possibilidade de o CNPE reduzir excepcionalmente o percentual, inclusive abaixo de 1%, na forma do § 2º do artigo 17 da lei; o carry-over de até 15% previsto na Resolução ANP 995/2026; e a regra que afasta a penalidade quando o descumprimento decorrer de insuficiência de oferta de biometano e de CGOB. Nenhuma dessas salvaguardas exige que a meta plurianual seja tímida. O que elas exigem é que a meta anual seja honesta com a realidade da oferta. Três anos atrás, o debate era se o biometano era tecnologia do presente ou futuro. Hoje é uma indústria em formação, com marco legal, financiamento, frota e capital comprometido. Transformá-la em indústria consolidada depende menos de convencimento e mais de uma decisão simples: publicar para onde essa política vai nos próximos cinco anos.

Fonte: Eixos – Renata Isfer