1. Introdução
Este estudo atualiza a análise apresentada no artigo “Incoerências entre o PATEN e o Renovabio: Uma análise comparativa das intensidades de carbono do GNV, gasolina e diesel no contexto das políticas de transição energética brasileiras”, publicado no Ensaio Enérgico no dia 23 de junho de 2025. O trabalho anterior destacou uma contradição fundamental entre a Política Nacional de Biocombustíveis (Renovabio) e o Programa de Aceleração da Transição Energética (PATEN) quanto ao papel do gás natural na descarbonização do transporte no Brasil. Enquanto o Renovabio classifica o Gás Natural Veicular (GNV) como mais poluente que os combustíveis fósseis convencionais (gasolina C e diesel B), o PATEN o posiciona como uma alternativa de descarbonização, especialmente para veículos pesados.
Desde a publicação do artigo original, novos desenvolvimentos demandam a revisão das análises anteriores. Primeiro, em junho de 2025, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou uma nova Nota Técnica sobre a descarbonização do transporte rodoviário, revisando a Intensidade de Carbono (IC) do GNV. A EPE (2025) corrigiu o erro do Poder Calorífico Inferior (PCI) do gás natural, conforme identificado em Rocha et al. (2025a), e realizou uma nova estimativa pra IC da etapa do poço-ao-tanque desse combustível. Assim, a IC do GNV ficou em 76,85 gramas de dióxido de carbono equivalente por megajoule (gCO₂eq/MJ), contrapondo o valor de 80,36 gCO₂eq/MJ estimado em Rocha et al. (2025a).
Segundo, no mesmo mês, a Resolução ANP nº 758/2018, que regulamentava a certificação de biocombustíveis, incluindo a metodologia utilizada na RenovaCalc, foi revogada e substituída pela Resolução ANP nº 984/2025. No entanto, essa nova resolução não incorporou os aspectos relacionados aos parâmetros da RenovaCalc, o que sugere que a metodologia está sendo revisada.
Terceiro, em julho de 2025, foram derrubados dois vetos relevantes sobre o papel do gás natural na descarbonização do setor de transporte brasileiro:
- O Art. 20 da Lei nº 15.103/2025 (PATEN), que tornou elegíveis para recebimento de recursos do Fundo Nacional sobre Mudança do Clima (Lei nº 12.114/2009) projetos de mobilidade logística movidos a gás natural comprimido (GNC) ou gás natural liquefeito (GNL), bem como suas respectivas infraestruturas de abastecimento; e
- O item c do inciso I do §4º do Art. 13 da Lei nº 14.902/2024 (Programa Mover), que permitiu a habilitação de projetos de infraestrutura de abastecimento de GNL no regime de incentivos à realização de atividades de pesquisa e desenvolvimento e de produção tecnológica para as indústrias de mobilidade e logística.
Quarto, no mesmo mês, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou o aumento do percentual de biocombustíveis na gasolina e no diesel, com vigência a partir de 1º de agosto de 2025. Conforme a Resolução CNPE nº 8/2025, a mistura obrigatória de biodiesel no diesel subirá de 14% para 15%, enquanto a Resolução CNPE nº 9/2025 elevará a adição de etanol anidro na gasolina de 27% para 30%.
Essas mudanças intensificam ainda mais a discussão sobre o papel do GNV e a coerência entre as políticas analisadas. Isso porque a derrubada dos vetos amplifica os incentivos à utilização do gás natural como um combustível de transição energética no setor de transporte brasileiro, principalmente em substituição ao diesel. Contudo, como será mostrado neste artigo, a contradição fundamental ainda persiste: mesmo com a redução da IC do GNV na Nota Técnica da EPE (2025), os novos valores ainda não sustentam seu papel como vetor de descarbonização quando comparado aos combustíveis fosseis tradicionais (gasolina C e diesel B).
Assim, este artigo tem como objetivo atualizar a análise comparativa das ICs do GNV, da gasolina e do diesel feita em Rocha et al. (2025b). É importante mencionar que este artigo utiliza a mesma metodologia utilizada no trabalho anterior, ou seja, compara as ICs da fonte de energia (medida em gCO₂eq/MJ) de abrangência do poço-à-roda. Para maiores detalhes ver Seção 2 de Rocha et al. (2025b).
O presente trabalho está estruturado em três seções, além desta introdução. A seção 3 detalha as novas premissas adotadas. Na seção 4, são apresentados os resultados, que demonstram que o GNV possui um potencial muito limitado de descarbonização ao substituir o diesel, enquanto, no caso da gasolina, mantém-se como uma opção mais poluente. Por fim, a seção 5 traz as conclusões do estudo.
2. Premissas
2.1. Gasolina, diesel e biocombustíveis
2.1.1. Poder calorífico inferior e densidade
A Tabela 1 apresenta as premissas sobre o PCI e densidade dos combustíveis analisados. As informações referentes à gasolina A, diesel A, etanol anidro e biodiesel foram obtidas da Resolução ANP nº 758/2018. Ressalta-se que esses valores são iguais aos valores utilizados no estudo anterior.
Tabela 1 – Premissas sobre a intensidade de carbono, poder calorifico inferior e densidade
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP (2018) e EPE (2025).
2.1.2. Intensidade de carbono
A Tabela 2 apresenta as premissas sobre a IC da gasolina A, do diesel A e dos biocombustíveis. Para os combustíveis fósseis, as informações foram extraídas da Resolução ANP nº 758/2018. No caso dos biocombustíveis, foram considerados dois cenários. No primeiro, são utilizados os mesmos valores do estudo anterior (Rocha et al., 2025b), baseados na média das ICs das plantas com certificações válidas em 4 de junho de 2025. Esse cenário é denominado “Média Renovabio”, adotando valores de 20,52 gCO₂eq/MJ para o biodiesel e 27,43 gCO₂eq/MJ para o etanol anidro.
No segundo cenário, são utilizados os valores das ICs calculadas pela EPE (2025), denominando-o de cenário “EPE”. Nesse caso, a EPE (2025) aplicou a ferramenta RenovaCalc para simular as ICs, com base em dados agrícolas regionalizados dos perfis típicos das principais culturas brasileiras (cana-de-açúcar, milho e soja) e em dados industriais médios obtidos a partir das certificações mais recentes do Renovabio. A metodologia permitiu estimar uma IC específica para cada cadeia produtiva do etanol anidro (cana-de-açúcar e milho) e do biodiesel (óleo de soja e outros óleos ou gorduras animais). Em seguida, a EPE (2025) ponderou essas estimativas conforme a participação relativa de cada cadeia, resultando em valores médios de 22,39 gCO₂eq/MJ para o etanol anidro e 28,40 gCO₂eq/MJ para o biodiesel.
Tabela 2 – Premissas sobre a intensidade de carbono da gasolina A, diesel A, biodiesel e etanol anidro (em gCO₂eq/MJ)
Nota: Média Renovabio refere-se as médias das intensidades de carbono das plantas de etanol e biodiesel com certificação validas no dia 4 de junho de 2025.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP (2025) e EPE (2025).
2.1.3. Percentual de mistura de biocombustíveis
No que diz respeito ao percentual de mistura de biocombustíveis na gasolina e no diesel, serão utilizados os mesmos valores do estudo anterior (Rocha et al., 2025b), ou seja, os valores definidos na Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024). Em outras palavras, será analisado a IC do diesel B para percentuais de adição obrigatória de biodiesel variando entre 13% e 25%. Para o caso da gasolina C, será analisado a IC para percentuais de adição obrigatória de etanol anidro variando entre 22% e 35%.
Cabe ressaltar que, em julho de 2025, o CNPE aumentou o percentual de biocombustíveis na gasolina e no diesel. Conforme a Resolução CNPE nº 8/2025, a mistura obrigatória de biodiesel no diesel subirá de 14% para 15% a partir de 1º de agosto de 2025, enquanto a Resolução CNPE nº 9/2025 elevará a adição de etanol anidro na gasolina de 27% para 30% nesta mesma data.
Além disso, é importante mencionar que o Art. 33 da Lei do Combustível do Futuro estabelece metas de aumento da mistura de biodiesel para os próximos 5 anos. Foi estipulado uma meta de 16% para primeiro de março de 2026, adicionando um ponto percentual a cada ano, até atingir 20% em primeiro de março de 2030.
A Lei do Combustível do Futuro também implementou o Programa Nacional de Diesel Verde (Art. 12). Dentre outras coisas, esse programa estabeleceu uma adição obrigatória de até 3% de diesel verde no diesel, complementando a mistura de biodiesel já existente. Ou seja, o diesel B poderá ter adição de até 25% de biodiesel mais 3% de diesel verde, totalizando uma mistura de 28% de biocombustíveis. No entanto, como não se tem informações oficiais sobre a IC, PCI ou densidade do diesel verde, esse biocombustível não será considerado neste estudo.
2.2. Gás Natural Veicular
Nos artigos anteriores (Rocha et al., 2025a, 2025b), argumentou-se que a IC implícita do GNV no Renovabio era de 80,36 gCO₂eq/MJ, sendo 57,86 gCO₂eq/MJ referentes à etapa do tanque-à-roda e 22,50 gCO₂eq/MJ à etapa do poço-ao-tanque. Além disso, demostrou-se que o PCI do gás natural na Resolução ANP nº 758/2018 estava com o valor incorreto de 36,84 MJ/kg, sendo, na realidade, o Conteúdo Energético (MJ/m³) e não o PCI (MJ/kg) do gás natural. Todavia, em 27 de junho de 2025, a EPE publicou uma nova Nota Técnica abordando a descarbonização do transporte rodoviário, com foco na análise das ICs das fontes de energia. No Apêndice 3 do documento, a EPE (2025) apresentou uma metodologia para o cálculo da intensidade de carbono do gás natural, corrigindo o PCI e revisando tanto a IC da etapa do poço-ao-tanque como da etapa do tanque-à-roda.
2.2.1. Intensidade de Carbono na etapa do tanque-à-roda
Em relação a IC da etapa do tanque-à-roda, a EPE (2025) manteve inalterados os fatores de emissões da queima do gás natural. Assim, a combustão de cada quilo de GNV emite 2.701,4 gramas de dióxido de carbono (CO2), 4,595 gramas de metano fóssil (CH4 fóssil) e 0,149 gramas de óxido nitroso (N2O). Para calcular as emissões totais de GNV em gramas de CO2 equivalente (gCO₂eq), a EPE (2025) atualizou o Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP100), substituindo os valores do Quinto Relatório de Avaliação (AR5) do IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) pelo mais recente Sexto Relatório (AR6).
A Tabela 3 apresenta os fatores de equivalência adotados nos diferentes Relatórios de Avaliação do IPCC. Nota-se que, enquanto o valor do N2O aumentou do AR5 para o AR6 (de 265 para 273 gCO₂eq), os valores do CH4 fóssil (de 30 para 29,8 gCO₂eq) e biogênico (de 28 para 27 gCO₂eq) reduziram. Ao multiplicar os novos valores (AR6) pelos respectivos fatores de emissões, obtém-se uma emissão total de 2.879 gCO₂eq para cada quilo de GNV queimado. Posteriormente, a EPE (2025) dividiu esse valor pelo PCI corrigido do gás natural (49,79 MJ/kg), chegando a uma IC de 57,81 gCO₂eq/MJ para a etapa do tanque-à-roda, sendo 54,26 gCO₂eq/MJ de emissões de CO2 fóssil, 2,75 gCO₂eq/MJ de emissões de CH4 fóssil, e 0,82 gCO₂eq/MJ de emissões de N2O.
Tabela 3 – Valores do Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP100) do IPCC em relação ao CO2
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do GHG Protocol (2024) e IPCC (2013, 2021).
Apesar do valor da IC da etapa do tanque-à-roda estar correto (57,81 gCO₂eq/MJ) e seguir as diretrizes do IPCC (2006), conforme destacado em Rocha et al. (2025a), a EPE (2025) comete um equívoco ao afirmar que o impacto das emissões de CH4 na queima do gás natural é de 2,58 gCO₂eq/MJ, ao invés de 2,75 gCO₂eq/MJ como mencionado acima. O erro ocorre porque a EPE (2025) aplica incorretamente o fator de equivalência do GWP100 do AR6 para o CH4 biogênico (27 gCO₂eq), e não para o CH4 fóssil (29,8 gCO₂eq), como indicado na Tabela 3. Embora esse deslize não afete o cálculo da IC da etapa tanque-à-roda (já que nossa reprodução dos valores indica que estes estão corretos e o erro aparece apenas no texto explicativo), ele terá um impacto (embora pequeno) na IC da etapa poço-ao-tanque, particularmente nas estimativas de emissões associadas ao transporte e à distribuição.
2.2.2. Intensidade de Carbono na etapa do poço-ao-tanque
Em relação à IC da etapa do poço-ao-taque do gás natural, a EPE (2025) avança no tema ao divulgar de forma transparente e detalhada a metodologia de cálculo e as referências utilizadas, em contraste com o que ocorria anteriormente. Essa IC foi dívida em três etapas:
- Exploração, escoamento, processamento e importação;
- Transporte e distribuição; e
- Abastecimento.
No caso da primeira etapa, a EPE (2025) baseou-se em dados da Ecoinvent, diferenciando entre gás nacional (onshore e offshore) e importado (origem boliviana e GNL). Ao calcular a participação relativa de cada fonte (média entre 2020 e 2023), a EPE (2025) aplicou uma média ponderada, resultando em uma IC de 12,80 gCO₂eq/MJ para essa etapa.
No caso da segunda etapa, a EPE (2025) adaptou os resultados de Balcombe et al. (2015) para o contexto brasileiro. Ou seja, ela utilizou o PCI e o GWP100 do AR6, uma vez que o estudo de referência utilizou o Poder Calorífico Superior (PCS) e o fator de equivalência de 34 gCO₂eq para cada grama de CH4 fóssil emita. Ao adaptar os valores, a EPE (2025) estimou uma IC para a etapa de transporte e distribuição de 4,47 gCO₂eq/MJ.
No entanto, esse procedimento apresenta três equívocos. Primeiro, a EPE (2025) utiliza o fator de equivalência do CH4 biogênico do AR6 (27 gCO₂eq), e não o fator da sua versão fóssil (29,8 gCO₂eq). Segundo, utiliza um PCS de referência de 9.400 quilo calorias por metro cúbico (kcal/m³), enquanto Balcombe et al. (2015, p. 69), para padronizar os valores no estudo, utiliza um PCS de 38,1 MJ/m³, o que equivale a aproximadamente 9.100 kcal/m³. Considerando uma densidade do gás natural de 0,74 kg/m³, calcula-se que Balcombe et al. (2015) utiliza um PCS equivalente a 51,49 MJ/kg.
Terceiro, a Tabela A3 do estudo da EPE (2025) apresenta o valor incorreto da IC para a etapa de transporte e distribuição, citando 5,27 gCO₂eq/MJ como o número de referência de Balcombe et al. (2015). Todavia, os dados da Tabela 5 de Balcombe et al. (2015, p. 70), que são utilizados de base para a Figura A2 e para a Tabela A3 do estudo da EPE (2025), indicam que a IC correta é de 5,0 gCO₂eq/MJ, sendo 3,9 gCO₂eq/MJ provenientes da emissão de CH4 fóssil e 1,1 gCO₂eq/MJ de CO2. Apesar disso, esse equívoco parece ser apenas um erro tipográfico no texto (diferente dos dois anteriores), uma vez que é possível replicar o resultado de 4,47 gCO₂eq/MJ utilizando o valor original de Balcombe et al. (2015) – 5,0 gCO₂eq/MJ – e as premissas da EPE (2025).
No entanto, para adaptar corretamente a IC apresentada em Balcombe et al. (2015), são necessários corrigir os dois primeiros erros seguindo o procedimento a seguir. Primeiramente, partindo dos valores de 3,9 gCO₂eq/MJ provenientes da emissão de CH4 fóssil e 1,1 gCO₂eq/MJ de CO2, realizou-se um cálculo reverso para estimar as emissões por quilograma de gás natural. Utilizando o PCS de 51,49 MJ/kg e o fator de 34 gCO₂eq para cada grama de CH4 fóssil emita, estimou-se que Balcombe et al. (2015) assume implicitamente uma emissão de 56,635 gramas de CO2 e 5,906 gramas de CH4 fóssil para cada quilo de gás natural. Em segundo lugar, aplicou-se o PCI de 49,79 MJ/kg e o GPW100 do AR6 do CH4 fóssil (29,8 gCO₂eq), para obter a adaptação corrigida da IC da etapa de transporte e distribuição: 4,67 gCO₂eq/MJ.
No que diz respeito à etapa de abastecimento, a EPE (2025) estima a IC utilizando um fator de emissões fugitivas de metano de 0,3% com base em Delgado & Muncrief (2015), obtendo um valor de 1,8 gCO₂eq/MJ para essa etapa. Cabe destacar que, ao reproduzir os cálculos, é possível inferir que nesse caso foi utilizado o valor correto do GPW100 do AR6 do CH4 fóssil (29,8 gCO₂eq), e não o valor do CH4 biogênico (27 gCO₂eq).
De todo o modo, a correção da IC da etapa de transporte e distribuição, não irá impactar de forma significativa a nova estimativa para a emissão da etapa do poço-à-roda do GNV. Enquanto a EPE (2025) estimou um valor de 76,85 gCO₂eq/MJ, o número sugerido é de 77,05 gCO₂eq/MJ, um aumento de apenas 0,20 gCO₂eq/MJ. Portanto, até que seja checado pela EPE, serão desconsideradas as correções sugeridas aqui neste estudo. Isso significa que será utilizado a IC original da EPE (2025) de 76,85 gCO₂eq/MJ para comparação com as emissões dos combustíveis fósseis tradicionais.
Além disso, é importante mencionar que a nova IC da etapa do poço-à-roda apresenta magnitude similar a IC implícita do GNV no Renovabio (80,36 gCO₂eq/MJ), que foi estimada anteriormente em Rocha et al. (2025a). Em outras palavras, ocorreu uma redução de cerca de 4%. Desse modo, como será visto a seguir, não haverá mudanças significativas no resultado apresentado no estudo anterior (Rocha et al., 2025b).
3. Resultados
A Figura 1 apresenta o cálculo das ICs da gasolina C e do diesel B em cada cenário, comparando-as com a do GNV. É possível observar que, no cenário “Média Renovabio”, a IC da gasolina C varia entre 71,12 e 77,61 gCO₂eq/MJ, enquanto a do diesel B oscila entre 70,84 e 78,42 gCO₂eq/MJ. No cenário “EPE” os, respectivos, intervalos são entre 69,75 e 76,78 gCO₂eq/MJ e entre 72,71 e 79,39 gCO₂eq/MJ. Ou seja, se por um lado, as emissões de GEE da gasolina C reduziram no cenário “EPE” em relação ao cenário “Média Renovabio”, por outro, elas aumentaram no caso do diesel B.
Figura 1 – Comparação entre as intensidades de carbono do GNV, gasolina C e diesel B
Fonte: Elaboração própria dos autores.
Na configuração esperada para entrar em vigor em primeiro de agosto (E30 para gasolina e B15 para diesel), a gasolina C apresenta uma IC ligeiramente inferior (73,68 gCO₂eq/MJ) em comparação ao diesel B (77,17 gCO₂eq/MJ) no cenário “Média Renovabio”. No caso do cenário “EPE” essa diferença se amplifica, sendo uma IC de 72,53 gCO₂eq/MJ para a gasolina C (E30) e um valor de 78,28 gCO₂eq/MJ para a diesel B (B15). No entanto, projeta-se que, no médio prazo, as emissões desses combustíveis convergirão com a implementação da meta obrigatória de 20% de biodiesel no diesel. Nesse cenário futuro, o diesel B (B20) atingiria uma IC de 74,02 gCO₂eq/MJ no cenário “Média Renovabio” e um valor de 75,51 gCO₂eq/MJ no cenário “EPE”, reduzindo significativamente a disparidade em relação à gasolina C.
Como a EPE (2025) estimou a IC do GNV em 76,85 gCO₂eq/MJ, a comparação com os valores das emissões da gasolina C e diesel B apresentados acima revela que o gás natural possui um papel muito limitado na descarbonização do setor de transporte brasileiro. Isso pode ser visto na Figura 2, que apresenta a Nota de Eficiência Energético-Ambiental Relativa do GNV em relação à gasolina C e ao diesel B. Vale relembra que um valor negativo representa um aumento nas emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), enquanto um valor positivo corresponde a uma redução.
Figura 2 – Nota de Eficiência Energético-Ambiental Relativa do GNV em relação à gasolina C e ao diesel B
Nota: Ressalta-se que uma NEEA negativa representa um aumento nas emissões de GEE, enquanto um valor positivo corresponde a uma redução das emissões.
Fonte: Elaboração própria dos autores.
No caso da gasolina, os resultados demonstram que, no cenário “EPE”, a substituição por GNV aumentaria as emissões de GEE em todos os percentuais de mistura de etanol anidro permitidos pela legislação vigente (22% a 35%). Em outras palavras, a utilização de cada MJ de gás natural ao invés de gasolina C poderia elevar as emissões entre 0,1% e 10,2%, dependendo do percentual obrigatório de biocombustíveis adicionado.
No cenário “Média Renovabio”, esses resultados se mantêm para qualquer mistura de etanol anidro acima de 23,6%. Nesses casos, a substituição da gasolina C por GNV resultaria em aumento das emissões de GEE, podendo atingir até 8,1% na adição máxima de 35% de etanol. Por outro lado, a imposição do percentual mínimo de 22% possibilitaria uma redução da emissão de apenas 1% para cada MJ de GNV utilizado em substituição à gasolina C.
Isso significa que, dado a configuração esperada para curtíssimo prazo (E30), a adoção do GNV em detrimento da gasolina C resulta em um aumento das emissões de GEE. Enquanto no cenário “Média Renovabio” as emissões se elevariam em 4,3% (por MJ substituído), no cenário “EPE” esse aumento seria de 6,0%.
No que diz respeito ao diesel, a substituição por GNV somente proporcionaria reduções nas emissões de GEE com a imposição de baixos percentuais de mistura de biodiesel. No cenário “EPE”, apenas misturas abaixo de 17,6% de biodiesel resultariam em menores emissões, enquanto no cenário “Média Renovabio”, o limite seria de 15,5%. Contudo, mesmo dentro desses parâmetros, as reduções são modestas: com a adição obrigatória mínima de biodiesel de 13%, observa-se diminuições de apenas 2,0% (cenário “Média Renovabio”) e 3,2% (cenário “EPE”) nas emissões de GEE.
No curtíssimo prazo, considerando a configuração de 15% de biodiesel, espera-se que a substituição de diesel B por GNV resulte em reduções pouco significativas das emissões de GEE. Nesse caso, para cada MJ substituído as emissões seriam reduzidas em 0,4% no cenário “Média Renovabio” e 1,8% no cenário “EPE”. No médio prazo, entretanto, com a previsão de aumento da mistura para 20% de biodiesel até 2030, o uso de GNV ao invés de diesel B levaria a um aumento nas emissões de GEE: 3,8% (cenário “Média Renovabio”) e 1,8% (cenário “EPE”). Caso a mistura máxima obrigatória de 25% de biodiesel fosse implementada, o aumento das emissões poderia atingir 8,5% (cenário “Média Renovabio”) e 5,7% (cenário “EPE”) por MJ substituído.
Portanto, diante do atual cenário brasileiro, marcado por elevados percentuais obrigatórios de mistura de biocombustíveis na gasolina e no diesel, e considerando as altas emissões de GEE na etapa poço-ao-tanque da cadeia do gás natural estimadas pela EPE (2025), conclui-se que o GNV não se configura como um combustível de transição no setor de transporte. Em outras palavras, sua capacidade de descarbonização é bastante limitada quando substitui a gasolina C ou o diesel B, resultando, na maioria dos casos, em um aumento das emissões de GEE.
4. Conclusão
Este estudo evidenciou que a contradição fundamental entre as premissas de descarbonização atribuídas ao GNV e as políticas públicas de incentivo ao gás natural no setor de transporte brasileiro ainda persistem. Mesmo com a redução da IC do GNV na Nota Técnica da EPE (2025), os novos valores ainda não sustentam seu papel como vetor de descarbonização quando comparado aos combustíveis fosseis tradicionais (gasolina C e diesel B). Isso ocorre porque a elevada obrigatoriedade de mistura de biocombustíveis no Brasil reduz a IC desses combustíveis a patamares inferiores aos do GNV. Dessa forma, qualquer potencial benefício de redução de emissões proporcionado pelo GNV já foi neutralizado pela adição de biocombustíveis à gasolina e ao diesel.
Apesar desses resultados, as políticas públicas (especialmente o PATEN) têm ampliado os incentivos à adoção do gás natural no setor de transportes, sobretudo como substituto do diesel em frotas pesadas. Essa contradição é evidente: enquanto o Renovabio, respaldado pela Nota Técnica da EPE (2025), classifica o gás natural como mais poluente do que a gasolina e o diesel, o PATEN o promove como solução de descarbonização para frotas pesadas.
Essa incoerência exige urgentes ajustes regulatórios para que o Brasil não corra o risco de adotar estratégias de descarbonização baseadas em premissas equivocadas. É imperativo que PATEN, Renovabio e os estudos da EPE alinhem suas diretrizes, assegurando que os incentivos ao GNV, enquanto combustível de transição, sejam concedidos apenas quando respaldados por evidências técnicas robustas.
Cabe ainda ressaltar que as premissas de emissões do poço-ao-tanque adotadas pela EPE (2025) ainda são baseadas na experiência internacional. Por sua vez, a literatura internacional aponta para uma grande amplitude nos níveis de emissões de acordo com a referência. Por exemplo, Balcombe et al. (2015) afirma que a IC da etapa poço-ao-tanque do gás natural pode variar entre 2,7 e 32,8 gCO₂eq/MJ sem a utilização de GNL e entre 7 e 58 gCO₂eq/MJ com o uso do GNL na cadeia. Diante disso, torna-se crucial a realização de estudo detalhado para calcular com precisão a IC do gás natural no Brasil.
5. Referências
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Sugestão de citação: Rocha, F. F. da; Almeida, E. L. F. Incoerências entre o PATEN e o Renovabio: Uma atualização. Ensaio Energético, 28de julho, 2025.
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.
