Biometano e resíduos: MME abre consulta pública sobre a meta de 2027
Proposta fixa em 1% a meta de redução de emissões no mercado de gás natural para 2027 e sinaliza 3%, 4% e 5% até 2030. Cerca de 68% da capacidade nacional de biometano vem de resíduos sólidos urbanos.
O Ministério de Minas e Energia (MME) abriu a Consulta Pública nº 234/2026 sobre a meta anual de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) no mercado de gás natural. A obrigação é cumprida com biometano, combustível que no Brasil nasce quase integralmente de resíduos. Operadores de aterros, concessionárias de manejo de resíduos, consórcios públicos e municípios têm, portanto, interesse direto no resultado. O Portal de Consultas Públicas registra o recebimento de contribuições até 6 de novembro de 2026.
O que está em consulta
A Portaria MME nº 942, de 2 de outubro de 2026, publicada em edição extra do Diário Oficial da União de 5 de outubro, submete à participação social a minuta de Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O texto fixa a meta compulsória de 2027 e estabelece metas indicativas para os três anos seguintes.
A base legal é o art. 17 da Lei nº 14.993/2024 (Lei do Combustível do Futuro), regulamentado pelo Decreto nº 12.614/2025. A lei adota 1% como patamar de referência, admite percentual inferior em caráter excepcional e limita a meta a 10%. Para 2026, a Resolução CNPE nº 4/2026 fixou 0,5%; a proposta restabelece o patamar de 1%.
A obrigação recai sobre produtores e importadores de gás natural. O cumprimento se dá pela aquisição ou utilização de biometano ou pelo registro de Certificados de Garantia de Origem de Biometano (CGOB), cada um equivalente a 100 m³ do combustível.
As metas de 2028 a 2030 não são vinculantes. Cada uma deverá ser confirmada ou revista pelo CNPE no respectivo ciclo anual, após nova Análise de Impacto Regulatório (AIR).
Os números que sustentam a proposta
A meta de 1% equivale a 363.249.200 m³ de biometano em 2027, ou 3.632.492 CGOB. Atendê-la exige quase dobrar a produção recente, embora o volume caiba na capacidade já autorizada pela ANP.
A AIR comparou seis alternativas, de 0% a mais de 1%, em uma matriz com nove riscos derivados do art. 5º do Decreto nº 12.614/2025. A meta de 1% obteve a menor pontuação agregada (70 pontos), contra 74 pontos para 0,75%, 75 para 0,50% e 132 para percentuais superiores a 1%.
A minuta também fixa as intensidades de carbono usadas na conversão da meta em volume: 76,85 gCO₂eq/MJ para o gás natural veicular, 73,52 gCO₂eq/MJ para o gás natural em combustão estacionária e 9,36 gCO₂eq/MJ para o biometano. O valor do biometano corresponde à média das dez usinas certificadas no RenovaBio.
Por que este é um tema de resíduos
A oferta brasileira de biometano é, na origem, uma atividade de gestão de resíduos. Das 21 plantas autorizadas pela ANP em 14 de setembro de 2026, 11 processam resíduos sólidos urbanos (RSU), em sua maioria biogás de aterro sanitário, e respondem por 68,4% da capacidade autorizada. As demais operam com resíduos e subprodutos sucroenergéticos e agrossilvopastoris.
Elaboração S2F a partir da Tabela 6 da Nota de Esclarecimento NE-EPE-DPG-2026-62, com dados da ANP.
A meta compulsória converte essa atividade em demanda regulada. O produtor passa a contar com duas fontes de valor: a venda da molécula e a do atributo ambiental, representado pelo CGOB. Para o aterro sanitário, o biogás deixa de ser apenas um passivo a controlar e se consolida como ativo energético.
O movimento converge com a Política Nacional de Resíduos Sólidos, que inclui o aproveitamento energético entre as formas de destinação final ambientalmente adequada (art. 3º, VII, da Lei nº 12.305/2010). Converge também com a agenda climática, pois a captação do biogás evita a emissão de metano pelos aterros.
O efeito tende a alcançar os contratos públicos. Em concessões e parcerias público-privadas de manejo de RSU, a receita com biometano e CGOB pode integrar a modelagem econômico-financeira como receita acessória, com reflexos sobre tarifa, contraprestação e matriz de riscos.
A expansão já está em curso. A ANP registra 41 projetos em processo de autorização, que somam 1.430.402 Nm³/dia de capacidade adicional. A lista inclui empreendimentos de operadores de aterros e de grupos de gestão de resíduos em diversos Estados.
Pontos de atenção para o setor de resíduos
A própria AIR reconhece lacunas de informação e riscos que afetam diretamente quem produz biogás e biometano a partir de resíduos. Cinco deles merecem acompanhamento e podem orientar contribuições à consulta.
Elegibilidade ao CGOB. A AIR estima que apenas 28% da produção recente estará associada, ao fim de 2026, a produtores aptos a emitir o certificado, o equivalente a 143.924 m³/dia. A certificação de origem, disciplinada pela Resolução ANP nº 996/2026, é condição para capturar o valor do atributo ambiental.
CBIO, CGOB e mercado voluntário. O atributo ambiental de uma mesma molécula só pode lastrear um certificado. Dez das 21 plantas autorizadas já são certificadas no RenovaBio, o que impõe uma escolha comercial entre CBIO e CGOB. Faltam ainda dados consolidados sobre contratos voluntários e aposentadoria voluntária de certificados.
Biogás na geração elétrica. O art. 4º, § 3º, do Decreto nº 12.614/2025 permite reduzir a meta incidente sobre o gás natural de geração estacionária na proporção da descarbonização obtida com biogás em geração elétrica. A dedução não foi incorporada à metodologia, e o indicador correspondente segue pendente. O ponto interessa aos aterros que geram energia a partir do biogás.
Infraestrutura e logística. A indisponibilidade de infraestrutura de escoamento recebeu a maior pontuação de risco na alternativa de 1% (15 pontos, nível alto). Aterros distantes da malha de gasodutos dependem do modal rodoviário, com reflexos sobre custo e sobre a intensidade de carbono do produto.
Trajetória de 2028 a 2030. A meta indicativa de 3% para 2028 corresponde a 2,99 milhões de m³/dia e supera a capacidade de 2,80 milhões de Nm³/dia projetada para o fim de 2027. O sinal favorece novos investimentos, mas não é vinculante, o que recomenda cautela em contratos de longo prazo e em estudos de viabilidade.
Como participar As contribuições devem ser enviadas pelo Portal de Consultas Públicas do MME, na Consulta Pública nº 234/2026, sob responsabilidade do Departamento de Biocombustíveis. A Portaria indica também o Portal Participa + Brasil.
O Portal registra o período de 6 de outubro a 6 de novembro de 2026. A Portaria MME nº 942/2026, por sua vez, fixa prazo de 30 dias contados de sua publicação, ocorrida em 5 de outubro. Por cautela, recomenda-se o envio até 4 de novembro de 2026.
A S2F Partners acompanha a consulta e está à disposição para apoiar a avaliação de impactos e a elaboração de contribuições.
Autores: Carlos Silva Filho (carlos@s2fp.com.br) e Fabricio Soler (fabriciosoler@s2fp.com.br)
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