O mandato de biometano, instituído pela Lei do Combustível do Futuro no âmbito do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano, constitui instrumento de política energética voltado à redução das emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE) no mercado de gás natural.

Nos termos da legislação, os agentes obrigados — produtores e importadores de gás natural que comercializem o energético na esfera de competência da União e que venham a ser definidos em regulamento próprio da ANP — deverão cumprir metas anuais de redução de emissões estabelecidas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

O atendimento dessas metas poderá ocorrer por duas vias principais:

• Aquisição ou utilização de biometano, incorporando o atributo ambiental ao gás natural comercializado; ou
• Aposentadoria de Certificados de Garantia de Origem do Biometano (CGOB), comprovando equivalente redução de emissões.

Destaca-se que, no cálculo da meta, não constarão os volumes de gás natural ofertados pelos pequenos produtores e importadores. Além disso, os “certificados similares fungíveis”, que forem aposentados no mercado voluntário também serão descontados na meta regulatória.

À vista de estabelecer um cronograma para a redução de emissões, a regulamentação federal fixou, inicialmente, a meta regulatória em 1% de redução já a partir de 1º de janeiro de 2026, com a possibilidade de evolução gradual até o limite de 10%, considerando critérios econômicos, técnicos e de disponibilidade de oferta.

Contudo, o Ministério de Minas e Energia (MME) propôs a revisão da meta inicial para 0,25%, com base em prerrogativa prevista na própria legislação, que permite readequação do percentual quando houver justificativa de interesse público ou insuficiência da oferta de biometano, de modo a evitar impactos econômicos desproporcionais e inviabilidade do cumprimento regulatório.

A minuta de Resolução do CNPE, que inclui a proposta de revisão da meta, está submetida à Consulta Pública MME nº 199, aberta em 17 de outubro de 2025, a fim de que sejam coletadas contribuições dos interessados antes da definição do parâmetro definitivo para o ano de 2026.

Destaca-se que a proposta de redução da meta de 1% para 0,25% está fundamentada em Relatório de Análise de Impacto Regulatório (AIR), que considerou diferentes alternativas de valores a partir da avaliação dos seguintes riscos regulatórios mapeados:  

• Indisponibilidade de CGOB para cumprimento da meta;
• Indisponibilidade de infraestrutura que viabilize a comercialização de biometano;
• Aumento das emissões por meio do transporte e distribuição do biometano;
• Perda do potencial de descarbonização por meio do biometano;
• Prejuízo à competitividade do biometano e do gás natural em relação aos outros combustíveis, impactando negativamente a evolução pretendida da matriz energética;
• Aumento do preço dos energéticos (gás natural e biometano), reduzindo o poder de compra e o bem-estar dos consumidores finais desses energéticos, bem como do consumidor de energia elétrica;
• Prejuízo ao consumidor pela qualidade do energético;
• Aumento de custo dos insumos, gás natural e biometano, prejudicando a

competitividade da indústria nacional;

• Dimensionamento inadequado da meta calibrada com base na média decenal do mercado de Gás Natural (t-10) e o mercado efetivo no ano de vigência da meta (t+1); e
• Não integração do programa com as políticas existentes de redução das emissões de GEE.

O estudo técnico da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) utilizado apontou que a meta inicial de 1% de redução de emissões, quando convertida em volume, demandaria cerca de 954 mil metros cúbicos por dia (m³/dia) de biometano. Contudo, a capacidade instalada de produção de biometano no país, em setembro de 2025, era de aproximadamente 747 mil m³/dia, com uma produção efetiva média diária significativamente inferior a esse patamar.

A diferença entre a demanda projetada pela meta original e a capacidade real de oferta do biometano, somada aos desafios logísticos para injeção na rede de gás natural, indicou extremo risco de indisponibilidade do energético e dos CGOB’s necessários ao cumprimento da obrigação.

Para mitigar esse cenário, especialmente o de onerosidade excessiva para os agentes obrigados e potenciais repasses ao consumidor final, a alternativa regulatória de 0,25% foi tecnicamente sugerida pelo MME como a mais adequada em 2026. Esse percentual corresponderia a um volume aproximado de 238,5 mil m³/dia de biometano, alinhado à capacidade produtiva atual e ao crescimento esperado do setor no curto prazo.

A metodologia para o cálculo da meta volumétrica anual, prevista na minuta de Resolução submetida à Consulta Pública, considera a média decenal de consumo de gás natural fóssil originário da produção nacional e de importação, bem como as intensidades de carbono definidas:

• 76,85 gCO₂eq/MJ para o GNV;
• 136,11 gCO₂eq/MJ para gás consumido em geração elétrica e usos energéticos industriais; e
• 8,55 gCO₂eq/MJ para o biometano.

Ao optar por um valor inicial mais conservador, busca-se evitar distorções de mercado, garantir previsibilidade regulatória e promover o desenvolvimento do setor com expansão gradual da capacidade produtiva e da infraestrutura associada.

As contribuições dos eventuais interessados na Consulta Pública nº 199/2025 devem ser encaminhadas ao MME até 30 de novembro de 2025.

No reboque da referida consulta pública, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou em 10 de novembro de 2025 o Aviso de Audiência e Consulta Pública nº 13/2025 que tem por objetivo obter contribuições sobre minuta que regulamenta a individualização das metas de CGOB para os agentes obrigados no âmbito do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor de Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano.

A minuta de resolução da ANP estabelece os critérios e procedimentos para definição, comprovação e fiscalização das metas anuais individuais de incorporação de biometano no consumo de gás natural pelos agentes obrigados. As metas, expressas em CGOB, serão calculadas com base na participação de mercado de cada agente e na meta global definida pelo CNPE. A ANP publicará metas preliminares e definitivas anualmente, cabendo aos agentes obrigados cumprir as obrigações até o final de cada exercício, com possibilidade limitada de compensação no ano seguinte.

O texto também define mecanismos de controle, penalidades e transparência. O não cumprimento das metas sujeita os agentes a multas entre R$ 100 mil e R$ 50 milhões, além de sanções administrativas ou suspensão das atividades, conforme a gravidade e reincidência.

A ANP poderá realizar chamadas públicas de CGOBs para equilibrar o mercado e divulgará anualmente os percentuais de cumprimento e processos sancionadores.

O prazo de recebimento de contribuições para esta consulta se encerrará em 26 de dezembro de 2025. Está prevista a realização de audiência pública em 12 de janeiro de 2026.