1. Introdução
No dia 3 de março de 2026, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou a Resolução ANP nº 995/2026, estabelecendo mais um marco relevante para a regulamentação do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano (PNDG) instituído pela Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024). A resolução define a metodologia de individualização das metas compulsórias de aquisição de biometano e/ou de Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB). Cabe destacar que, na mesma data, também foi publicada a Resolução ANP nº 996/2026, que regulamenta os procedimentos de certificação do produtor de biometano e de geração de lastro para a emissão do CGOB. No entanto, essa última norma não será objeto de análise neste artigo.
Nos termos do art. 17 da Lei do Combustível do Futuro, compete ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definir a meta global de aquisição de biometano/CGOB. Por sua vez, o art. 18 estabelece que cabe à ANP fixar as metas individuais dos agentes obrigados. Com o objetivo de subsidiar o CNPE na definição da meta global, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou, ao final de 2025, a Nota de Esclarecimento sobre a Estimativa das Metas de Biometano para 2026. O documento apresentou, de forma transparente, a proposta metodológica adotada para definição da meta global (EPE, 2025b).
De maneira complementar, em novembro de 2025, a ANP abriu a Consulta Pública nº 13/2025 para receber contribuições sobre a regulamentação da individualização da meta, divulgando a minuta de resolução e a Nota Técnica de Regulação nº 3/2025 (ANP, 2025b). As discussões nessa consulta pública culminaram no estabelecimento da metodologia de individualização da meta, expressa na Resolução ANP nº 995/2026.
Era de se esperar que ambas as metodologias utilizassem a mesma base de cálculo para determinar as metas. No entanto, ao comparar as definições da EPE e da ANP sobre a quantidade de referência, observa-se a existência de divergências significativas quanto à delimitação do mercado de gás natural que deve ser descarbonizado por meio do uso do biometano. A divergência decorre, essencialmente, da falta de uma definição precisa de qual seria a base de cálculo na regulamentação do PNDG. Tanto na Lei do Combustível do Futuro quanto no Decreto que regulamenta o PNDG (Decreto nº 12.614/2025), são empregados diferentes termos para designar a quantidade de referência de gás natural, o que contribui para a insegurança interpretativa. Destacam-se, entre outros, os seguintes trechos:
- “O CNPE definirá meta anual de redução de emissões de GEE no mercado de gás natural comercializado, autoproduzido ou autoimportado pelos produtores e importadores de gás natural …” (caput do art. 17 da Lei nº 14.993/2024, grifo nosso);
- “Para fins de definição da meta referida no caput deste artigo, será considerada a média decenal de oferta de gás natural oriunda de produção nacional e de importação” (§ 7º do art. 17 da Lei nº 14.993/2024, grifo nosso);
- “[Caberá à ANP] definir os agentes obrigados com base no volume total de gás natural comercializado, …” (inciso II do art. 18 da Lei nº 14.993/2024, grifo nosso);
- “A meta volumétrica anual deverá considerar a média decenal de consumo de gás natural fóssil proveniente de produção nacional e de importação” (§ 5º do art. 6º do Decreto nº 12.614/2025, grifo nosso);
- “A alocação […] [da meta anual estabelecida pelo CNPE] deverá observar a proporção da participação dos agentes obrigados no mercado de gás natural no ano anterior” (§ 2º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, grifo nosso).
- “O gás natural que não seja comercializado ou cuja utilização não gere emissão de GEE não será considerado para fins de estabelecimento e alocação de meta” (§ 1º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, grifo nosso). Assim, para que o gás natural seja contabilizado, deve necessariamente ser comercializado e gerar emissão de GEE.
Desse modo, a imprecisão conceitual abriu espaço para que a EPE e a ANP adotassem óticas distintas na determinação da quantidade de referência de gás natural no mercado brasileiro. De um lado, a EPE, ao propor a metodologia para definição da meta global, adota a ótica da demanda, com fundamento no § 5º do art. 6º do Decreto nº 12.614/2025 (item 4 acima). De outro lado, a ANP, ao regulamentar as metas individuais, adota a ótica da oferta, com base no inciso II do art. 18 da Lei do Combustível do Futuro (item 3 acima).
Assim, o objetivo deste artigo é discutir como essa divergência nas definições da quantidade de referência de gás natural no mercado brasileiro impacta nas metas individuais dos agentes obrigados no PNDG. Para isto, este trabalho está estruturado em quatro seções, além desta introdução. A seção 2 descreve a determinação da quantidade de referência do gás natural na proposta metodológica da EPE (2025b) para definição da meta global, divulgada na Nota de Esclarecimento sobre a Estimativa das Metas de Biometano para 2026. Na seção 3, é apresentada a metodologia para individualização da meta global, estabelecida na Resolução ANP nº 995/2026. A seção 4 discute como a divergência entre as metodologias impacta nas metas individuais dos agentes obrigados. Por fim, a seção 5 conclui.
2. Determinação da quantidade de referência do gás natural na proposta metodológica da EPE para definição da meta global
Para a definição da quantidade de referência do gás natural, a EPE (2025b), na Nota de Esclarecimento sobre a Estimativa das Metas de Biometano para 2026, atribui caráter preponderante ao critério definido pelo lado da demanda, previsto no § 5º do art. 6º do Decreto nº 12.614/2025, em detrimento do critério pelo lado da oferta estabelecido no § 7º do art. 17 da Lei nº 14.993/2024. Em outras palavras, a EPE (2025b) adota como base de cálculo a média decenal do consumo de gás natural fóssil, e não a média decenal da oferta de gás natural oriunda da produção nacional e da importação.
Especificamente, a EPE (2025b) utiliza a Matriz Energética do Balanço Energético Nacional (BEN) para definir a quantidade de referência do gás natural. A Tabela 1 apresenta os fluxos de gás natural úmido e seco na matriz energética, excluindo aqueles com valores nulos. Como base de cálculo, a EPE (2025b) considera os volumes consumidos nos seguintes fluxos (destacados em cinza na Tabela 1):
- Centrais elétricas de serviço público;
- Centrais elétricas autoprodutoras; e
- Consumo final energético, abrangendo os setores energético, residencial, comercial, público, agropecuário, de transportes e industrial.
A EPE (2025b) afirma que, em atendimento ao § 1º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, foram excluídos da base de cálculo os fluxos nos quais o gás natural não seja comercializado ou cuja utilização não gere emissão de Gases do Efeito Estufa (GEE). Com base nesse argumento, a EPE (2025b) excluiu os volumes não aproveitados, reinjetados, consumidos ou perdidos nos centros de transformações, com exceção das centrais elétricas, e consumidos no setor não-energético.
Tabela 1 – Fluxos de gás natural úmido e seco na Matriz Energética do Balanço Energético Nacional (média 2015-2024 em MMm³)
Fonte: Elaboração própria com base nos dados da EPE (2025a).
A Figura 1 compara os dados da Matriz Energética do BEN, disponibilizados pela EPE (2025a), com os dados do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, disponibilizados pelo MME (2025). Observa-se que a soma dos fluxos “Não Aproveitada” de gás úmido e gás seco nos dados da EPE (2025a) corresponde aos volumes queimados nos dados do MME (2025). De forma semelhante, a soma dos fluxos “Reinjeção” de gás úmido e gás seco nos dados da EPE equivale aos volumes reinjetados nos dados do MME (2025). Como esses fluxos não são considerados pela EPE (2025b) na definição da quantidade de referência de gás natural no mercado brasileiro, os volumes queimados e reinjetados não são contabilizados na base de cálculo. Essa exclusão está em conformidade com o § 1º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, uma vez que tais fluxos não foram comercializados e os volumes reinjetados também não geraram emissão de GEE.
Por outro lado, a soma dos fluxos de gás úmido nas centrais elétricas autoprodutoras e no setor energético, segundo os dados da EPE (2025a), equivale ao consumo de gás nas plataformas, conforme os dados do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Dessa forma, ao considerar esses fluxos, a EPE (2025b) está essencialmente incluindo, na base de cálculo, os volumes de gás úmido consumidos nas unidades produtoras. Isso significa que, embora esse fluxo não tenha sido efetivamente comercializado, como exige o § 1º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, a EPE (2025b) os considera como autoconsumidos, ou seja, como consumidos nas próprias instalações do produtor. Dessa forma, uma vez que os autoprodutores são agentes obrigados, essa definição está alinhada com os princípios do PNDG.
Pode-se também notar, na Figura 1, que o consumo final de gás seco e o consumo de gás seco nos centros de transformação, conforme os dados da EPE (2025a), equivalem à oferta total de gás natural nos dados do MME (2025). Vale destacar que o consumo de gás seco nos centros de transformação não inclui o volume do fluxo “Plantas de Gás Natural”, uma vez que esse fluxo representa oferta e não consumo, contabilizando-se apenas os fluxos efetivamente relacionados à demanda: “Centrais elétricas de serviço público”, “Centrais elétricas autoprodutoras”, “Outras Transformações” e “Perdas na Distribuição e Armazenagem”.
Figura 1 – Comparação entre os dados da Matriz Energética do Balanço Energético Nacional, disponibilizados pela EPE, e os dados do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, disponibilizados pelo MME
Nota: Na figura sobre a oferta total, o consumo de gás seco nos centros de transformações não inclui o volume do fluxo “Plantas de Gás Natural”.
Fonte: Elaboração própria com base nos dados de EPE (2025a) e MME (2025).
Nos dados do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, a oferta total de gás natural é calculada como a soma da importação com a produção bruta, subtraindo-se os volumes reinjetados, queimados, consumidos nas plataformas e absorvidos nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN). Isso significa que os volumes absorvidos nas UPGNs não são considerados pela EPE (2025b) na definição da quantidade de referência de gás natural. Vale mencionar que a EPE (2025b) explicita essa exclusão na nota de rodapé 7 da Nota de Esclarecimento sobre a Estimativa das Metas de Biometano para 2026. Essa exclusão está alinhada aos princípios do PNDG, uma vez que o gás natural não é queimado nesse processo (não emitindo diretamente GEE), mas sim transformado em novos produtos, tais como etano, propano, butano, Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e condensados (C5+).
A EPE (2025b) também exclui da base de cálculo os fluxos “Outras Transformações”, “Perdas na Distribuição e Armazenagem” e “Consumo Final Não-Energético”. Essencialmente, o fluxo “Outras Transformações” reflete os volumes de gás natural utilizados nas Unidades de Geração de Hidrogênio (UGH) das refinarias, que utilizam o processo de reforma a vapor para a produção de hidrogênio, no qual o gás natural não é queimado (não emite diretamente GEE), mas transformado em outro produto energético. Situação semelhante ocorre no consumo final não-energético, em que o gás é geralmente demandado pelas indústrias químicas para ser transformado em novos produtos de natureza não energética. A Figura 1 mostra que grande parcela do consumo final não-energético corresponde à demanda de gás natural das Fábricas de Fertilizantes (Fafens) da Bahia e de Sergipe. No caso do fluxo “Perdas na Distribuição e Armazenagem”, esses volumes, por definição, não são comercializados e, portanto, devem ser excluídos da base de cálculo.
A partir daí, a EPE (2025b) padroniza a quantidade de referência do gás natural no mercado brasileiro pelo seu conteúdo energético (joules). Essa padronização é necessária porque a base de cálculo da EPE contabiliza distintos fluxos de gás natural: úmido (equivalente ao consumo nas plataformas) e seco (destinado ao consumo final energético e às centrais elétricas). Para compatibilizar essas grandezas, utiliza-se o poder calorífico inferior de cada um desses fluxos.
A Figura 2 ilustra a metodologia para determinação da quantidade de referência de gás natural utilizada pela EPE na definição da meta global, compatibilizando a ótica da demanda com a ótica da oferta.
Figura 2 – Fluxograma para determinação da quantidade de referência de gás natural utilizada pela EPE na definição da meta global
Fonte: Elaboração própria.
Por fim, cabe destacar que a EPE (2025b) utiliza, na metodologia de conversão da meta, a quantidade de referência de gás natural, as intensidades de carbono do gás natural e do biometano, bem como o percentual da meta de redução de emissões de GEE definida pelo CNPE, para calcular a meta volumétrica de aquisição compulsória de biometano. Em outras palavras, é essa quantidade de referência que está sendo descarbonizada por meio do uso do biometano.
Assim, em teoria, a ANP deveria individualizar a meta, alocando a proporção de responsabilidade (isto é, a participação relativa) de cada agente obrigado na quantidade de referência de gás natural. No entanto, isso não é o que ocorre, uma vez que a Agência adota uma nova base de cálculo, diferente da definida pela EPE. A metodologia utilizada pela ANP para a definição das metas individuais é descrita a seguir.
3. Metodologia da ANP para definição da meta individual
Para estabelecer a metodologia de individualização da Resolução ANP nº 995/2026, a ANP baseia-se essencialmente em dois fundamentos da regulamentação do PNDG, especificamente: no inciso II do art. 18 da Lei nº 14.993/2024, que determina que a Agência deve definir os agentes obrigados com base no volume total de gás natural comercializado; e no § 2º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, que estabelece que a ANP deve alocar a meta global proporcionalmente à participação dos agentes obrigados no mercado de gás natural no ano anterior.
Para individualizar a meta, a ANP deve primeiro definir o que se entende por “volume de gás natural comercializado”, ou seja, o que seria a quantidade de referência de gás natural no mercado brasileiro. Para isso, a Agência adota a ótica da oferta, considerando o “volume de gás natural comercializado” como a soma da importação com a produção bruta, subtraída dos volumes reinjetados. A ANP também desconta da base de cálculo as quantidades exportadas de gás natural. No entanto, como as exportações de gás natural do Brasil são nulas, esse fluxo não afeta a individualização da meta. Vale destacar que, com base no argumento de inexistência de exportação de gás natural no Brasil, a EPE (2025b) excluiu esse fluxo da quantidade de referência de gás natural, sem discutir o seu mérito, considerando que isso também não afetaria a definição da meta global.
A equação a seguir descreve a metodologia de individualização da meta de aquisição de CGOB expressa na Resolução ANP nº 995/2026:
Onde MIi é a meta individual do agente obrigado i, Meta CNPE é a meta global de aquisição de biometano (em metros cúbicos), 100 é o fator de equivalência de 1 CGOB para 100 metros cúbicos de biometano, Pi é a produção bruta de gás natural do agente obrigado i, Ri é o volume de gás natural reinjetado pelo agente obrigado i , Mi é a quantidade importada de gás natural pelo agente obrigado i, Ei é a quantidade exportada de gás natural pelo agente obrigado i, e n é o número de agentes obrigados.
É digno de nota que o termo 
corresponde à participação relativa do agente obrigado i no mercado de gás natural.
Observa-se que, para estabelecer a meta individual, a ANP calcula a proporção de cada agente obrigado no volume total de gás natural comercializado, além de converter a meta global de aquisição de biometano em meta global de aquisição de CGOB, considerando que 100 metros cúbicos de biometano equivalem a 1 CGOB. Dessa forma, a individualização da meta é dada pela multiplicação da participação relativa de cada agente obrigado no volume total de gás natural comercializado pela meta global de aquisição de CGOB.
Isso significa que, diferentemente da EPE (2025b), a ANP, ao individualizar a meta, considera na base de cálculo os volumes queimados, absorvidos nas UPGNs, transformados em hidrogênio nas UGH das refinarias e consumidos no setor não energético. Cabe mencionar, porém, que ambas as metodologias consideram o consumo nas plataformas e descontam os volumes reinjetados.
Como já mencionado, o § 1º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025 estabelece que o gás natural que não seja comercializado ou cuja utilização não gere emissão de GEE não será considerado para fins de estabelecimento e alocação de meta. Enquanto os volumes queimados não são comercializados, as quantidades absorvidas nas UPGNs, transformadas em hidrogênio nas UGH das refinarias e consumidas no setor não energético, não geram emissões diretas de GEE, uma vez que o gás natural não é queimado, mas sim transformado em um novo produto. Isso significa que, em teoria, esses volumes deveriam ser excluídos da definição da quantidade de referência de gás natural pela ANP. No caso do consumo nas plataformas, embora esse fluxo não seja efetivamente comercializado, ele é autoconsumido (consumido nas instalações dos produtores) e, como já mencionado, a sua contabilização está em linha com os princípios do PNDG, que incluem os autoprodutores como agentes obrigados.
Vale mencionar que, inicialmente, na Nota Técnica de Regulação nº 3/2025, a ANP havia proposto subtrair da base de cálculo os volumes queimados e consumidos nas unidades produtoras, além das quantidades reinjetadas (ANP, 2025b). Ou seja, a proposta inicial era de que o “volume de gás natural comercializado” fosse definido como a soma da importação com a produção bruta, subtraída dos volumes reinjetados, queimados e consumidos nas plataformas (ou seja, importação mais produção disponível). Nessa Nota Técnica, a ANP justificou a exclusão desses fluxos com base no § 1º do art. 7º do Decreto nº 12.614/2025, argumentando que tais volumes não são efetivamente comercializados. Todavia, na minuta de resolução e, posteriormente, na própria Resolução ANP nº 995/2026, a Agência mudou seu entendimento sobre a definição do volume comercializado, passando a contabilizar a queima e o consumo nas plataformas na base de cálculo.
Destaca-se que a quantidade de referência da ANP agrega (em unidade volumétrica) dois tipos distintos de gás natural: gás úmido e gás seco. Ou seja, diferentemente da EPE (2025b), a ANP não padroniza a base de cálculo pelo conteúdo energético. Em outras palavras, a metodologia de individualização da meta consiste em somar as quantidades físicas de gás seco importado com o gás úmido produzido internamente (descontando a reinjeção).
4. Impactos da divergência na definição da base de cálculo nas metas individuais dos agentes obrigados
4.1. Divergência sobre os volumes queimados
Utilizando os dados de produção mensal de hidrocarbonetos disponibilizados pela ANP, é possível calcular a participação relativa de mercado de cada bacia produtora. Em outras palavras, pode-se estimar a proporção de cada bacia segundo a definição de volume de gás natural comercializado adotada na Resolução ANP nº 995/2026, correspondente à produção bruta menos os volumes reinjetados.
Com base nesses mesmos dados, também é possível calcular a participação relativa de cada bacia, considerando também o desconto dos volumes queimados da base de cálculo, isto é, tomando como referência a produção bruta subtraída dos volumes reinjetados e queimados. Dessa forma, torna-se possível estimar a alteração na participação relativa das bacias caso os volumes queimados fossem excluídos da base de cálculo definida na Resolução ANP nº 995/2026. Consequentemente, essas estimativas também permitem inferir em que medida a meta individual dos agentes obrigados que produzem em determinada bacia seria alterada com a exclusão dos volumes queimados.
Essas estimativas são apresentadas na Figura 3. Cabe mencionar que um valor negativo indica que a participação relativa da bacia produtora seria reduzida caso os volumes queimados fossem excluídos da base de cálculo. Isso significa que os produtores dessas bacias tenderiam a ter suas metas individuais de aquisição de CGOB reduzidas. Já um valor positivo indica aumento dessa participação relativa com a exclusão da queima, indicando um aumento da meta individual.
Observa-se que os produtores da bacia de Campos apresentariam a maior redução na participação relativa, seguidos pelas bacias do Espírito Santo, Santos e Potiguar. Em outras palavras, caso a queima de gás natural fosse desconsiderada da base de cálculo definida na Resolução ANP nº 995/2026, os produtores dessas bacias tenderiam a ter suas metas de aquisição de CGOB reduzidas. Em contraste, as demais bacias apresentariam ganhos em sua participação relativa e, consequentemente, seus produtores tenderiam a enfrentar metas individuais mais elevadas.
Figura 3 – Estimativa da alteração na participação relativa de mercado com o desconto dos volumes queimados da quantidade de referência de gás natural (ano base 2025)
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2026).
4.2. Divergência sobre os volumes absorvidos nas UPGNs
De forma similar, também é possível estimar a alteração na participação relativa de mercado caso os volumes absorvidos nas UPGNs fossem excluídos da base de cálculo definida na Resolução ANP nº 995/2026. No entanto, devido à ausência de dados públicos detalhados sobre o processamento de gás natural, a participação relativa associada à metodologia da Resolução ANP nº 995/2026 será estimada com base nos volumes processados nas UPGNs, disponibilizados no Anuário Estatístico da ANP. Isto é, será considerado como quantidade de referência a produção bruta subtraída da reinjeção, da queima e do consumo nas plataformas. Por sua vez, a alteração da participação relativa será calculada considerando o volume de gás seco produzido nas UPGNs, ou seja, tendo como base de cálculo a produção bruta subtraída da reinjeção, da queima, do consumo nas plataformas e da absorção nas UPGNs.
A Figura 4 apresenta essas estimativas. Nota-se que os produtores que utilizam a UPGN de Cabiúnas (isto é, produtores das bacias de Santos e de Campos) apresentariam a maior redução na participação relativa caso os volumes absorvidos nas UPGNs fossem excluídos da quantidade de referência de gás natural. Além disso, os produtores que utilizam as UPGNs 3R Potiguar (antiga UPGN Guamaré, localizada na bacia do Potiguar), Complexo Boaventura (associada à Rota 3, na Bacia de Santos) e Catu também apresentariam redução em suas participações relativas. Consequentemente, tenderiam a ter diminuição em suas metas individuais de aquisição de CGOB. Por outro lado, os produtores que utilizam as demais UPGNs apresentariam aumento em suas participações com a exclusão dos volumes absorvidos no processamento do gás natural, o que tenderia a elevar suas metas individuais.
Figura 4 – Estimativa da alteração na participação relativa de mercado com o desconto dos volumes absorvidos nas UPGNs da quantidade de referência de gás natural (ano base 2024)
Fonte: Elaboração própria com dados da ANP (2025a).
Portanto, caso as divergências entre as definições da EPE e da ANP fossem reduzidas por meio da exclusão, da base de cálculo da Resolução ANP nº 995/2026, dos volumes queimados e absorvidos nas UPGNs, os produtores das bacias de Santos e de Campos seriam os que mais se beneficiariam com a redução de sua participação relativa e, consequentemente, de suas metas individuais de aquisição de CGOB. Produtores da bacia Potiguar também tenderiam a apresentar redução em suas metas.
Cabe mencionar ainda que a análise anterior comparou apenas a alteração na participação relativa da oferta doméstica de gás natural. A exclusão dos volumes queimados e absorvidos nas UPGNs da base de cálculo da Resolução ANP nº 995/2026 também afetaria de maneira distinta a participação relativa de produtores domésticos e de importadores. A Figura 5 mostra essa estimativa, utilizando os dados do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, disponibilizados pelo MME (2025). Nota-se que, enquanto os produtores teriam suas participações relativas reduzidas, os importadores teriam suas participações aumentadas. Isso ocorre porque a exclusão desses volumes não afetaria os importadores, mas reduziria o volume total comercializado.
Nesse caso, os produtores das bacias de Santos, Campos e Potiguar teriam uma redução ainda maior de suas participações relativas e, consequentemente, de suas metas individuais. O efeito líquido para os produtores das demais bacias não é claro, uma vez que, por um lado, teriam suas metas aumentadas em relação aos outros produtores domésticos, mas, por outro, teriam suas metas reduzidas em relação aos importadores.
Figura 5 – Estimativa da alteração na participação relativa de mercado com o desconto dos volumes queimados e absorvidos nas UPGNs da quantidade de referência de gás natural (ano base 2024)
Fonte: Elaboração própria com dados da MME (2025).
4.3. Divergência sobre os volumes transformados em hidrogênio nos processos de reforma a vapor das refinarias e consumidos no setor não energético
Com os dados públicos disponíveis sobre o mercado de gás natural brasileiro, não é possível estimar o impacto nas metas individuais dos agentes obrigados decorrente da divergência na contabilização dos volumes de gás natural transformados em hidrogênio da UGH das refinarias e daqueles consumidos no setor não energético. Apesar disso, é possível inferir que o principal agente afetado por essa divergência na definição da base de cálculo seja a Petrobras.
Isso porque a empresa é proprietária de 10 das 11 refinarias que possuem UGH, concentrando cerca de 93% da capacidade de produção de hidrogênio por meio da rota de reforma a vapor do gás natural (EPE, 2022). Além disso, a Petrobras retomou, no início de 2026, as operações das suas duas Fafens (na Bahia e em Sergipe). Como visto na Figura 1, grande parte do consumo de gás natural do setor não energético provém dessas duas Fafens.
Assumindo que, nesse caso, a Petrobras seja autoprodutora, ou seja, que consuma o seu próprio gás natural em suas refinarias e Fafens, a participação relativa da empresa tenderia a diminuir caso os volumes de gás natural transformados em hidrogênio nas refinarias e consumidos no setor não energético fossem excluídos da base de cálculo da Resolução ANP nº 995/2026. Dessa forma, sua meta individual de aquisição de CGOB também tenderia a ser reduzida. Por sua vez, os demais agentes obrigados tenderiam a ter sua participação relativa aumentada e, consequentemente, metas individuais mais elevadas.
5. Conclusão
Este artigo analisou como a divergência entre as definições da quantidade de referência de gás natural adotadas pela EPE (2025b), para a definição da meta global de aquisição de biometano, e pela ANP na Resolução ANP nº 995/2026, responsável por individualizar essa meta, impacta as metas individuais dos agentes obrigados no PNDG. Constatou-se que essa divergência afeta significativamente a alocação das metas individuais entre os agentes obrigados.
A forma como a Resolução ANP nº 995/2026 define a base de cálculo faz com que alguns agentes tenham sua participação relativa ampliada, enquanto outros a tenham reduzida, em comparação com o cenário em que a ANP tivesse adotado a mesma quantidade de referência utilizada pela EPE (2025b). Em outras palavras, a divergência da base de cálculo empregada na Resolução ANP nº 995/2026 faz com que alguns agentes obrigados tenham suas metas individuais de aquisição de CGOB aumentadas, enquanto outros tenham suas metas reduzidas.
Caso a compatibilização das definições fosse realizada por meio da adaptação da quantidade de referência da EPE (2025b) para se adequar à definição da Resolução ANP nº 995/2026, as metas individuais de todos os agentes obrigados tenderiam a aumentar. Isso ocorre porque essa mudança elevaria a meta global de aquisição de biometano, já que não poderiam ser excluídos da quantidade de referência os fluxos não aproveitados, absorvidos nas UPGNs, consumidos ou perdidos nos centros de transformações e consumidos no setor não energético. Dessa forma, a base de cálculo seria ampliada, resultando em um aumento da meta global.
Em teoria, a ANP deveria individualizar a meta, alocando a proporção de responsabilidade (isto é, a participação relativa) de cada agente obrigado na quantidade de referência de gás natural utilizada para estimar a meta global. Isso ocorre porque é essa quantidade de referência que está sendo descarbonizada por meio do uso do biometano. Dessa forma, é imprescindível que as bases de cálculo utilizadas para a determinação das metas globais e individuais sejam definidas de maneira consistente.
Para que o objetivo do PNDG de descarbonizar o mercado de gás natural seja alcançado de forma eficiente, é necessário, primeiramente, delimitar o que se entende por “mercado de gás natural” e quais são as responsabilidades de cada agente obrigado sobre esse mercado. Caso contrário, permanece uma questão fundamental em aberto: “Qual é o mercado de gás natural que a Lei do Combustível do Futuro pretende descarbonizar com o uso de biometano?”
6. Referências
ANP. (2025a). Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2025 [Conjunto de dados]. https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/anuario-estatistico
ANP. (2025b). Regulamentação das metas individuais de CGOB para produtores e importadores de gás natural (Nota Técnica de Regulação no 3/2025/SBQ-CGR/SBQ/ANP-RJ). Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
ANP. (2026). Produção Mensal de Hidrocarbonetos [Conjunto de dados]. Sistema de Informações Gerenciais de Exploração e Produção (SIGEP). https://cdp.anp.gov.br/ords/r/cdp_apex/consulta-dados-publicos-cdp/home?session=13402816316811
EPE. (2022). Produção e Consumo de Hidrogênio em Refinarias no Brasil (Nota Técnica EPE/DPG/SDB/2022/01). Empresa de Pesquisa Energética. http://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/nota-tecnica-producao-e-consumo-de-hidrogenio-em-refinarias-no-brasil
EPE. (2025a). Balanço Energético Nacional [Conjunto de dados]. https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/balanco-energetico-nacional-ben
EPE. (2025b). Estimativa das metas de biometano de 2026 para o Subcomitê do Biometano do CTP-CF [Nota de Esclarecimento NE-EPE-DPG-2025-02]. Empresa de Pesquisa Energética.
MME. (2025). Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural [Conjunto de dados]. https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-e-biocombustiveis/publicacoes-1/boletim-mensal-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural/boletim-mensal-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural
Sugestão de citação: Rocha, F. F.; Almeida, E. L. F.; Soares, G. A. Divergências na Definição da Base de Cálculo da Meta Global e da Individualização das Metas de Aquisição de Biometano e seus Impactos sobre os agentes obrigados. Ensaio Energético, 09 de março, 2026.
Autor do Ensaio Energético. Doutor, Mestre e Bacharel em Economia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Consultor sobre o mercado de gás natural e biometano na Prysma E&T Consultores.
Conselheiro Editorial do Ensaio Energético. É professor e pesquisador do Instituto de Instituto de Energia da PUC-Rio (IEPUC) e Presidente eleito da Associação Internacional de Economia da Energia - IAEE. Doutor em Economia Aplicada pela Universidade de Grenoble na França.
Autor do Ensaio Energético. Formado em Economia, mestre e doutorando em Economia pela UFRJ. Pesquisador do Grupo de Estudos em Bioeconomia da Escola de Química da UFRJ. É consultor na Prysma E&T Consultores atuando no mercado de gás natural e de biocombustíveis no Brasil.
