1. Introdução
O mercado brasileiro de biometano tem passado por um período de rápida transformação em seu arcabouço regulatório. Em setembro de 2025, foi publicado o Decreto nº 12.614/2025, que regulamenta o 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). O programa estabelece uma meta anual obrigatória de redução das emissões de gases de efeito estufa (GEE) no mercado de gás natural, a ser cumprida por meio da aquisição de Certificados de Garantia de Origem do Biometano (CGOB).
Para a implementação do PNDG, caberá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definir a meta de redução das emissões de GEE e convertê-la em uma meta volumétrica de aquisição de biometano. Nesse contexto, em 17 de outubro de 2025, o Ministério de Minas e Energia (MME) abriu a Consulta Pública nº 199, com prazo de contribuição até 30 de novembro de 2025. Com o objetivo de subsidiar o MME nesse processo, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou a Nota de Esclarecimento sobre a Estimativa das Metas de Biometano para 2026, que apresenta, de forma transparente, a metodologia e as premissas utilizadas na conversão da meta de redução de emissões de GEE em uma meta volumétrica de aquisição de biometano (EPE, 2025b).
Nessa metodologia, chama atenção os valores adotados para representar a Intensidade de Carbono (IC) do gás natural. A EPE considera duas ICs distintas: uma aplicada ao Gás Natural Veicular (GNV) e outra ao gás natural utilizado como insumo para geração elétrica. É importante destacar que esta última é também aplicada a todos os demais segmentos de consumo, com exceção do segmento automotivo, ao qual se aplica a IC do GNV.
De acordo com a Nota, a premissa adotada é de uma IC de 76,85 gramas de dióxido de carbono equivalente por megajoule (gCO₂eq/MJ) para o GNV, enquanto para o gás natural empregado na geração elétrica (e, por extensão, nos demais usos não veiculares) a IC considerada é de 136,11 gCO₂eq/MJ. A EPE informa que esses valores foram obtidos a partir da Nota Técnica “Descarbonização do Setor de Transporte Rodoviário – Intensidade de Carbono das Fontes de Energia”, divulgada em junho de 2025 (EPE, 2025a). No entanto, a expressiva diferença entre os valores (superior a 40%, equivalente a 59,26 gCO₂eq/MJ) levanta questionamentos sobre possíveis inconsistências na definição das ICs, tendo em vista que o gás natural utilizado em ambos os setores possui a mesma origem e, portanto, a mesma composição química (mesmo conteúdo de carbono), além de ser produzido, transportado e distribuído essencialmente pelas mesmas infraestruturas.
Como será demonstrado neste artigo, embora a IC do GNV esteja bem fundamentada, há uma inconsistência na IC atribuída ao gás natural utilizado como insumo para geração elétrica. O valor adotado pela EPE refere-se à IC em relação às emissões da energia secundária, ou seja, à eletricidade produzida pelas usinas termoelétricas. No entanto, essa IC é aplicada sobre o balanço de energia primária do gás natural (ou seja, a energia química contida no gás natural utilizado como insumo pelas usinas), o que resulta em uma discrepância metodológica.
Assim, o objetivo deste artigo é propor um valor da IC do gás natural usado como insumo para a geração elétrica mais coerente com a IC aplicada ao GNV, analisando o impacto que essa alteração tem sobre a estimativa da meta volumétrica de aquisição de biometano. Para isto, este trabalho está estruturado em quatro seções, além desta introdução. A seção 2 descreve as inconsistências existentes na determinação da IC ao gás natural utilizado como insumo para geração elétrica. A seção 3 apresenta uma proposta de novo valor para essa IC. Na seção 4, analisa-se o impacto dessa mudança sobre a meta volumétrica de biometano. Por fim, a seção 5 conclui.
2. Inconsistência na Intensidade de Carbono do Gás Natural
Segundo a Nota de Esclarecimento da EPE (2025b), a IC de 136,11 gCO2eq/MJ atribuída ao gás natural usado como insumo para a geração elétrica foi retirada da Tabela 3 da Nota Técnica da EPE (2025a, p. 19) “Descarbonização do Setor de Transporte Rodoviário – Intensidade de Carbono das Fontes de Energia”. Essa tabela apresenta as ICs das fontes de geração elétrica para o Brasil (hidroelétrica, eólica, solar, carvão, óleo combustível, gás natural, entre outras), sendo medidas em gCO2eq/MJ. Essas ICs são multiplicadas por suas respectivas participações na geração de energia elétrica, obtendo-se a IC média da geração de eletricidade no Brasil.
Ou seja, essas ICs representam a emissão de uma determinada quantidade de gCO2eq para cada MJ de energia secundaria (ou seja, eletricidade) produzida nas usinas geradoras. Isso fica evidente ao se examinar a fonte de informação utilizada pela EPE (2025a) para determinar o valor da IC do gás natural, bem como de outras fontes de energia como hidrelétrica, eólica, solar, carvão e nuclear: Schlömer et al. (2014). Trata-se de um estudo realizado no âmbito do Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), a principal instituição mundial responsável pela elaboração de metodologias de inventários de carbono e pela avaliação dos efeitos das mudanças climáticas.
Especificamente, a EPE (2025a) retira os valores das ICs da Tabela A.III.2 de Schlömer et al. (2014, p. 1335), que apresenta as emissões do ciclo de vida para a geração de eletricidade de diferentes tecnologias selecionadas. A Tabela 1 abaixo compara os valores utilizados pela EPE (2025a) com aqueles utilizados por Schlömer et al. (2014). Nota-se que as ICs reportadas em Schlömer et al. (2014) são expressas em gCO2eq por kWh de eletricidade gerada, ou seja, correspondem às emissões associadas à energia secundária. Já os valores utilizados pela EPE (2025a) consistem apenas em uma conversão de unidade energética: a EPE divide os valores de Schlömer et al. (2014) por 3,6, transformando-os de gCO₂eq/kWh para gCO₂eq/MJ. Assim, as ICs da EPE (2025a) também refletem as emissões da energia secundária (ou seja, da eletricidade gerada), somente expressas em uma unidade energética diferente.
Tabela 1 – Intensidade de carbono utilizadas pela EPE para fontes selecionadas de geração elétrica
Nota: As Intensidades de Carbono proveniente de Schlömer et al. (2014) correspondem aos valores médios.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados da EPE (2025a) e Schlömer et al. (2014).
No entanto, na metodologia apresentada na Nota de Esclarecimento para o cálculo da meta volumétrica de aquisição de biometano, a EPE (2025b) aplica essa IC sobre o balanço de energia primária do gás natural. Em outras palavras, esse balanço considera os volumes de gás natural que serão consumidos pelas usinas termoelétricas para gerar eletricidade (ou que serão consumidos em outros segmentos, tais como industrial, residencial, comercial, automotivo, entre outros). Dessa forma, ao utilizar a IC associada à energia secundária sobre o balanço de energia primária, a EPE (2025b) acaba, essencialmente, contabilizando duas vezes as emissões correspondentes às perdas nessa conversão de energia.
A premissa de Schlömer et al. (2014), de uma IC de 490 gCO₂eq/kWh para a geração de eletricidade a partir do gás natural, está associada a uma eficiência das usinas termoelétricas de 55%. Isso significa que é necessária 1 unidade de energia primária para que as usinas gerem 0,55 unidade de energia secundária. A diferença de 0,45 unidades corresponde à energia perdida na conversão da energia química armazenada no gás natural em eletricidade.
Em uma termelétrica a gás, o combustível é queimado para converter sua energia química (energia primária) em energia térmica, que então aciona turbinas para gerar energia mecânica e, finalmente, eletricidade (energia secundária). Porém, cada etapa de transformação envolve perdas inevitáveis: parte da energia se dissipa como calor nos sistemas de exaustão, limitações de eficiência das turbinas e trocadores de calor, além de perdas internas do processo. Assim, apenas uma parcela da energia química do gás natural (energia primária) se converte em eletricidade utilizável (energia secundária), enquanto o restante se manifesta como perdas de conversão, típicas e inevitáveis em sistemas de geração termelétrica.
Portanto, caso a EPE (2025b) quisesse utilizar as ICs de Schlömer et al. (2014) para cálculo da meta volumétrica de biometano, seria necessário convertê-los para emissões associadas à energia primária. Em outras palavras, a IC de 490 gCO₂eq/kWh, originalmente referente à energia secundária, deveria ser ajustada pela eficiência das usinas termoelétricas a gás natural, de 55%, resultando em uma IC de aproximadamente 270 gCO₂eq para cada kWh de energia química contida no gás natural. Por sua vez, para utilizar esse valor em MJ, seria necessário dividi-lo por 3,6, obtendo uma IC de 74,86 gCO₂eq/MJ para o gás natural usado como insumo para a geração elétrica.
Do valor total de 74,86 gCO₂eq/MJ, 56,53 gCO₂eq/MJ correspondem às emissões da etapa de queima do gás natural (equivalentes a 370 gCO₂eq/kWh considerando a energia secundária), enquanto 18,33 gCO₂eq/MJ referem-se às emissões da cadeia de fornecimento (equivalentes a 120 gCO₂eq/kWh de energia secundária). De acordo com o IPCC (2006a), o valor de referência para as emissões diretas de CO2 da queima de gás natural em usinas termelétricas é de 56,1 gCO₂eq/MJ. Assim, pode-se inferir que Schlömer et al. (2014) assume implicitamente emissões adicionais de 0,43 gCO₂eq/MJ, atribuídas ao metano fóssil (CH4 fóssil) e ao óxido nitroso (N2O).
Ressalta-se que a utilização do valor de 136,11 gCO₂eq/MJ na Nota Técnica da EPE (2025a) sobre a Descarbonização do Setor de Transporte Rodoviário é consistente, pois essa nota utiliza a IC da energia secundária para calcular a emissão média da geração de eletricidade no Brasil (isto é, aplica-a sobre um balanço de energia secundária). A inconsistência ocorre apenas na Nota de Esclarecimento da EPE (2025b) sobre a meta volumétrica de aquisição de biometano, uma vez que, nesse caso, aplica-se a IC da energia secundária sobre um balanço de energia primária, o que leva a uma dupla contabilização das emissões associadas às perdas na conversão da energia química armazenada no gás natural em eletricidade.
3. Proposta para ajuste na Intensidade de Carbono do Gás Natural
Embora a IC ajustada de 74,86 gCO₂eq/MJ, derivada de Schlömer et al. (2014), seja próxima à IC do GNV de 76,85 gCO₂eq/MJ utilizada pela EPE (2025b), ambas se baseiam em premissas metodológicas distintas. Dessa forma, propõe-se que o valor da IC atribuída ao gás natural utilizado como insumo para geração elétrica (também aplicada aos demais segmentos, exceto o automotivo) seja ajustado de modo a refletir as mesmas premissas de emissões de GEE adotadas na definição da IC do GNV. As premissas que fundamentam o valor da IC do GNV estão apresentadas em EPE (2025a) e já foram discutidas em detalhe em outro artigo (Rocha & Almeida, 2025).
A Tabela 2 apresenta uma proposta de ajuste na IC do gás natural utilizado como insumo para geração elétrica, comparando esse valor à IC do GNV. O valor proposto para IC do gás natural utilizado como insumo na geração elétrica é de 71,56 gCO₂eq/MJ, frente a uma IC do GNV de 76,85 gCO₂eq/MJ. A principal diferença decorre dos valores de emissões fugitivas em ambos os casos.
Tabela 2 – Proposta para ajuste na IC do gás natural utilizado como insumo para geração elétrica
Nota: A diferença na casa decimal da soma ocorre devido ao arredondamento dos valores individuais.
Fonte: Elaboração própria com dados da EPE (2025a) e IPCC (2006a).
No que se refere às emissões da etapa tanque-à-roda (queima), é proposta uma IC de 54,32 gCO₂eq/MJ. Para fins de comparação, a IC do GNV nessa mesma etapa é de 57,81 gCO₂eq/MJ. A divergência decorre das emissões equivalentes de CH4 fóssil e N2O, enquanto as emissões de CO2 permanecem idênticas em ambos os casos. Isso ocorre porque as emissões diretas de CO2 dependem essencialmente da composição química do gás natural, em particular de seu teor de carbono. Como o GNV e o gás natural utilizado na geração elétrica frequentemente têm a mesma origem, podendo inclusive ser extraídos do mesmo reservatório geológico, pressupõe-se que ambos apresentem conteúdo de carbono equivalente e, portanto, valores idênticos de emissão direta de CO2.
Essa é justamente a hipótese adotada nas Diretrizes para Inventários Nacionais de GEE do IPCC, que igualam as emissões diretas de CO2 provenientes de motores estacionários e de motores móveis (IPCC, 2006a, 2006b). Isso deve-se ao fato de que tais emissões dependem exclusivamente do conteúdo de carbono do combustível, sendo, portanto, independentes do tipo de motor ou aplicação em que ocorre a combustão.
Já no caso das emissões de CH4 fóssil e N2O, elas dependem da tecnologia utilizada na queima. No geral, essas emissões são mais elevadas em motores móveis, sobretudo devido à combustão menos completa típica dos motores ciclo Otto movidos a gás natural. Nessas condições, parte do metano não é totalmente queimado, resultando em maior emissão de CH4. Por outro lado, motores estacionários (especialmente turbinas a gás e sistemas de ciclo combinado) operam com combustão mais estável, temperaturas mais elevadas e maior controle da relação ar–combustível. Como consequência, a combustão tende a ser mais completa, o que se traduz em emissões significativamente menores de CH4 e também de N2O.
Como destacado em Rocha et al. (2025), a IC do GNV utiliza os valores de referência do IPCC (2006b) para as emissões de CH4 fóssil e N2O associadas a motores móveis. Seguindo essa mesma lógica, para os motores estacionários, os fatores de emissão recomendados pelo IPCC (2006a) são de 0,001 g de CH4 por MJ e 0,0001 g de N2O por MJ. Aplicando-se as equivalências do Potencial de Aquecimento Global em 100 anos (GWP100) do AR5 do IPCC (isto é, 1 g de CH4 fóssil ≡ 30 g de CO2 e 1 g de N2O ≡ 265 g de CO2) obtêm-se as emissões ajustadas em termos de CO2 equivalente: 0,03 gCO₂eq/MJ para o CH4 e 0,0265 gCO₂eq/MJ para o N2O.
Em relação à IC da etapa poço-ao-tanque, propõe-se um valor de 17,24 gCO₂eq/MJ, em comparação com 19,04 gCO₂eq/MJ para o GNV. Essa diferença decorre das emissões fugitivas ocorridas durante a fase de abastecimento dos veículos, especialmente nos bicos injetores, que correspondem a 1,8 gCO₂eq/MJ. Vale destacar que essa etapa é inexistente no caso dos motores estacionários, uma vez que não há operação de abastecimento veicular. Quanto às demais subfases da etapa poço-ao-tanque, os valores de emissão foram mantidos iguais, considerando que o gás natural direcionado ao segmento veicular ou aos demais setores geralmente utiliza a mesma infraestrutura de produção, importação, escoamento, processamento, transporte e distribuição, resultando em emissões equivalentes nessas etapas.
4. Impactos na Meta Volumétrica de Aquisição de Biometano
Para analisar os impactos da mudança no valor da IC do gás natural sobre a meta volumétrica de aquisição de biometano, será aplicada a metodologia descrita na Nota de Esclarecimento da (2025b). A única alteração será o valor da IC do gás natural utilizado como insumo para geração elétrica, reduzido de 136,11 gCO₂eq/MJ para 71,56 gCO₂eq/MJ. Todos os demais parâmetros e premissas permanecerão inalterados, seguindo exatamente o estabelecido pela EPE (2025b).
A Tabela 3 apresenta os impactos da alteração da IC do gás natural na meta volumétrica de aquisição de biometano. Observa-se que a redução da IC, de 136,11 gCO₂eq/MJ para 71,56 gCO₂eq/MJ, resulta em um aumento de 6,02% na meta volumétrica, independentemente do nível da meta de redução de emissões de GEE. Assim, quanto maior for a meta de redução de emissões de GEE, maior será a diferença absoluta entre as metas volumétricas. Por exemplo, para uma meta de 1%, a meta volumétrica passa de 953,9 Mm³/d para 1.011,3 Mm³/d, um incremento de 57,4 Mm³/d. Já para uma meta de 10%, a meta volumétrica aumenta de 9.538,9 Mm³/d para 10.113,3 Mm³/d, um acréscimo de 574,3 Mm³/d.
Tabela 3 – Estimativa da meta volumétrica de aquisição de biometano para cumprimento do PNDG, segundo diferentes metas de descarbonização
Fonte: Elaboração própria.
Esse aumento na meta volumétrica implica que, se a EPE (2025b) desejar manter o valor absoluto da meta de 2026 em 238,5 Mm³/d, a meta de redução de emissões de GEE precisará ser ajustada para 0,236%, considerando a nova IC do gás natural utilizado na geração elétrica (71,56 gCO₂eq/MJ), ao invés da meta original de 0,25%. Caso a meta original de 0,25% seja mantida, a meta volumétrica correspondente deverá aumentar para 252,8 Mm³/d, equivalente a um incremento de 14,3 Mm³/d em relação à meta anterior.
Por fim, esta análise também evidencia que, na metodologia de conversão para a meta volumétrica, existem incentivos conflitantes com o objetivo do PNDG de reduzir as emissões no mercado de gás natural. Isso ocorre porque, de maneira geral, quanto menor for a IC do gás natural, maior será a meta volumétrica de aquisição de biometano. Nesse contexto, ao observar apenas o PNDG (sem considerar outros fatores que possam trazer incentivos para a redução de emissões), os agentes do mercado de gás natural não terão incentivos para reduzir suas emissões de GEE, uma vez que uma menor IC resulta em uma maior obrigação de compra de biometano.
Embora não tenha sido analisado neste artigo, o oposto também é valido para os produtores de biometano: uma menor IC do biometano, resulta em uma menor meta volumétrica. Essas inconsistências já foram destacadas em Rocha et al. (2025). Ou seja, os produtores de biometano não terão incentivo em produzir um biocombustível de menor pegada de carbono, uma vez que isso resultará em uma menor obrigação de compra por parte do mercado de gás natural.
Sob ambos os pontos de vista, maiores emissões de GEE acabam gerando melhores condições de mercado dentro dos princípios do PNDG. Pelo lado dos produtores de biometano, uma maior IC do biocombustível implica em uma obrigação de compra maior por parte do mercado de gás natural. Pelo lado dos produtores e importadores de gás natural, uma maior IC do gás natural resulta em uma meta volumétrica de aquisição de biometano menor. Esses pontos sugerem que a metodologia de conversão da meta volumétrica deve ser revisada, de modo a alinhar os incentivos do mercado com o objetivo central do PNDG: a redução das emissões de GEE.
5. Conclusão
Este estudo analisou as premissas empregadas pela EPE (2025b) para estimar a meta volumétrica de aquisição de biometano no âmbito do PNDG, destacando inconsistências na definição da IC do gás natural utilizado como insumo para geração elétrica. Constatou-se que essa IC correspondia às emissões associadas à energia secundária, mas foi aplicada sobre o balanço de energia primária, resultando em uma dupla contabilização das emissões relacionadas às perdas na conversão da energia química armazenada no gás natural em eletricidade.
A partir da correção desse ponto, propôs-se uma IC ajustada de 71,56 gCO₂eq/MJ para o gás natural destinado à geração elétrica, compatível com as premissas da IC do GNV. A análise mostrou que a adoção desse valor gera um aumento de 6,02% na meta volumétrica de biometano, demonstrando que quanto maior a meta de redução de emissões de GEE, maior será a diferença absoluta entre as metas volumétricas.
Além disso, identificou-se que a metodologia atual cria incentivos conflitantes com os objetivos do PNDG. Agentes do mercado de gás natural podem ter desincentivo à redução de emissões, pois uma IC menor implica em uma maior obrigação de compra de biometano, enquanto produtores de biometano se beneficiam de uma IC maior do biocombustível.
Em síntese, este estudo evidencia que ajustes na IC do gás natural e a revisão da metodologia de cálculo da meta volumétrica são essenciais para garantir que o PNDG atinja seus objetivos de descarbonização do mercado de gás natural, promovendo eficiência ambiental sem comprometer os incentivos econômicos corretos para os agentes envolvidos: a redução efetiva das emissões de GEE no setor de gás natural.
6. Referências
EPE. (2025a). Descarbonização do Setor de Transporte Rodoviário: Intensidade de carbono das fontes de energia [Nota Técnica EPE/DPG/SDB/2025/03 (r1)]. Empresa de Pesquisa Energética. https://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/nota-tecnica-descarbonizacao-do-setor-de-transporte-rodoviario-intensidade-de-carbono-das-fontes-de-energia-
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.
IPCC. (2006a). Chapter 2: Stationary Combustion. Em Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Vol. 2 (Energy). Institute for Global Environmental Strategies (IGES). https://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/vol2.html
IPCC. (2006b). Chapter 3: Mobile Combustion. Em Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Vol. 2 (Energy). https://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/vol2.html
Rocha, F. F. da, & Almeida, E. L. F. de. (2025, julho 28). Incoerências entre o PATEN e o Renovabio: Uma atualização. Ensaio Energético. https://ensaioenergetico.com.br/incoerencias-entre-o-paten-e-o-renovabio-uma-atualizacao/
Rocha, F. F. da, Almeida, E. L. F. de, & Soares, G. A. (2025, maio 19). Inconsistências no Renovabio e seus impactos sobre o Programa Nacional de Descarbonização do Gás Natural. Ensaio Energético. https://ensaioenergetico.com.br/inconsistencias-no-renovabio-e-seus-impactos-sobre-o-programa-nacional-de-descarbonizacao-do-gas-natural/
Schlömer, S., Bruckner, T., Fulton, L., Hertwich, E., McKinnon, A., Perczyk, D., Roy, J., Schaeffer, R., Sims, R., Smith, P., & Wiser, R. (2014). Annex III: Technology-specific cost and performance parameters. Em Climate change 2014: Mitigation of climate change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. (p. 1329–1356). Cambridge University Press. https://www.ipcc.ch/report/ar5/wg3/technology-specific-cost-and-performance-parameters/
Sugestão de citação: Rocha, F. F.; Almeida, E. L. F; Soares, G. A. (2025). Inconsistências na Intensidade de Carbono do Gás Natural e seus impactos sobre a meta volumétrica de aquisição de biometano. Ensaio Energético, 23 de novembro, 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.
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.
