A Abegás trabalha para acelerar o desenvolvimento do mercado de gás natural e biometano no Brasil milhões de clientes + Presença de rede em 6 municípios 4 m de + mil O setor de distribuição de gás natural é estratégico Com seus investimentos, as concessionárias reforçam a infraestrutura nacional e levam energia a cada vez mais consumidores, com eficiência e segurança. Ao interiorizar o acesso ao gás, o seto p omove a integ ação egional levando opções de desca bonização – inclusive biometano – para a matriz energética em centenas de municípios em todas as regiões. É um ciclo positivo que contribui para o aumento da renda e a geração de empregos, fortalecendo a economia dos Estados e consolidando o desenvolvimento sustentável do País. Fonte: Abegás (levantamento em 12/2025)
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 3 olá, leitor Não precisamos repetir o ano para aprender o que já sabemos Como aquele aluno que não leva a sério seus estudos e vive repetindo de ano, o Brasil vive importando crises energéticas desnecessárias embora tenha todos os recursos para aproveitar e transformar conflitos globais em oportunidades. O país avançou muito nos últimos 100 anos na sua autossuficiência energética. Da criação do CNP em 1938 até se tornar um grande produtor e exportador global e colocar o petróleo como principal produto de nossa pauta de exportações. Garantimos o crescimento da indústria com um portentoso Parque Hidrelétrico e ainda somos o segundo gerador hidrelétrico no mundo. Criamos o Proálcool para escapar ao choque de preços de 1973 e hoje o país é o segundo produtor mundial de etanol. Temos a maior diversidade em recursos bioenergéticos do planeta, capaz de suprir cada região evitando desperdícios logísticos. Muito antes do país ser inundado por painéis solares chineses, o Brasil tinha uma empresa, a Heliodinâmica, que abastecia 5% do mercado global. Parece muito, mas as posições nos rankings camuflam outra realidade, a de um time recheado de craques, sem o técnico que leva o time a vitória. Há anos o país se ressente da falta de um Plano Energético Nacional, um plano de Estado, que seja executado pelas forças de mercado e atravesse governos. Temos um CNPE, um MME, uma EPE, temos um PDE e um PNE, mas desconhece-se a linha condutora que estabeleça a prioridade de cada segmento energético em um plano de longo prazo ao país. E assim vamos caminhando remendando o planejamento esburacado, de crise em crise. A atual, centrada no diesel e nos fertilizantes, é apenas a última.
4 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 edição 502 sumário ESPECIAL DE CAPA 06 Oportunidades e perdas com o gás que não chega à costa 12 Malha de transporte não expande antes de 2030 18 O biometano pode repetir a trajetória da energia solar? 24 Oferta pode chegar a 35 milhões de m3/dia no curto prazo 26 Na Distribuição, a rede cresce mas esbarra no preço 30 Gasoduto de biometano da Necta continua crescendo 32 Compagas persegue meta de compor suprimento com 15% de biometano 35 Bahiagás interioriza a rede com dutos, GNC, GNL e biometano 38 Cegás mira interior com Cariri e avança com biometano ÓLEO E GÁS 46 Petrobras planeja contratar mais sete FPSOs 48 Reservas provadas de petróleo no Brasil cresceram 3,84% em 2025 56 América do Sul mantém domínio global na demanda por FPSOs 83 Produção em Sergipe evolui com duas plataformas TECNOLOGIA 50 O setor de Telecom mira grandes negócios na Distribuição HIDRELÉTRICAS 60 Usinas com reservatório ganham chancela do CNPE 63 Reversíveis na pauta CIDADES 86 O Gás essencial a Manaus e Boa Vista, mesmo interligadas ao SIN TERMELÉTRICAS 92 PDE 2035 reforça térmicas como seguro do sistema 116 Como fica a matriz após o leilão de capacidade ETANOL 98 Novos mercados para um combustível que ganha escala 99 Vale anuncia primeiro navio transoceânico a etanol 100 Empresas iniciam testes de ônibus híbrido elétrico/etanol 101 PSR recomenda etanol para descarbonizar a cabotagem EÓLICA 104 Um passo importante aos distantes projetos offshore 107 Marinha defende planejamento para eólicas offshore 109 Cessões iniciais é ponto sensível EMPRESAS 112 A estratégia do BTG para aumentar seu portifólio na transmissão
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 5 EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Marcelo Furtado, Nelson Valencio - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.920; Mensal, R$ 184 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1.695 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 COLUNISTAS COBERTURAS ESPECIAIS 41 BRUNA MORAES Biometano como resposta à crise do petróleo 43 BRUNO ARMBRUST O RCM deve prevalecer na revisão tarifária 42 EDMAR DE ALMEIDA O RCM não deve prevalecer na revisão tarifária 53 FREDERICO ACCON Distribuidoras no centro da modernização do setor elétrico 115 JERSON KELMAN Mercado livre e os pequenos consumidores 49 JOSÉ ALMEIDA Bacias africanas, sul-americanas e analogias 59 MARCELO CASTRO Desafios no Escoamento Offshore de O&G 65 MARCOS MADUREIRA Pela governança técnica e neutra do Setor Elétrico 123 OSMANI PONTES Ajuste tardio no pacote dos combustíveis? 103 PAULA KOVARSKY Vai Sobrar Etanol. Estamos nos Planejando Direito? 82 RUBEM CESAR Minerais Verdes Cruzam sem Controle a Fronteira Norte 125 TELMO GHIORZI Guerras, Consequências e Respostas 44 WAGNER VICTER Energia Fóssil e Renovável. O “e” em vez de “ou” 91 ZILMAR SOUZA A Inexplicável Falta de Incentivo à Bioeletricidade AMAZONAS ÓLEO, GÁS E ENERGIA 66 Amazonas consolida presença no mapa energético nacional IBEM 2026 126 Da biomassa ao hidrogênio, a Bahia traz régua e compasso para o futuro da energia
6 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano Oportunidades e perdas com o gás que não chega à costa
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 7 O gás offshore não chega com preço competitivo à costa porque a reinjeção para produzir mais petróleo rende mais às petroleiras e ao Governo. Mas a oferta de biometano, embora ínfima hoje, comparada à do metano de origem mineral, cresce a taxas de dois dígitos. O custo da molécula renovável é maior do que o da molécula mineral, mas o mercado começa a perceber seu custo logístico menor e sua imunidade à volatilidade da commodity, além de sustentar planos de descarbonização Por Isa Morena Vista, Rosely Máximo e Celso Knoedt Londrina no Norte do Paraná, a 400km de Curitiba: mercado de 700 mil habitantes a ser conquistado. Foto: Roberto Dziura Jr/AEN
8 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano A produção do gás de origem mineral segue crescendo no país, a queima e a reinjeção ídem. Já a oferta ao mercado, nem tanto. Em 2020, o Brasil produzia 127 milhões de m3/dia, fechou 2025 com média anual de 179 milhões de m3/dia e neste início de 2026 já está beirando os 200 milhões de m3/dia, crescimento de mais de 55%. No entanto, do lado da oferta para as distribuidoras, fafens e termelétricas, no mesmo período, os números andaram de lado ou caíram. Em 2020, a oferta de gás registrou média de 59,6 milhões de m3/dia (ANP), enquanto em 2025 a média do ano foi de 54,6 milhões de m3/dia (MME), queda de 8,3% no mesmo período. Esticando o período analisado, vê-se que o consumo de gás no Brasil em 2025 é praticamente o mesmo de 2005. Ou seja, se o indicador for a indústria de gás, o Brasil estacionou nos últimos 20 anos com políticas públicas pouco claras que deixam pontas de uma longa cadeia produtiva a descoberto. Todos os agentes sabem muito bem que o problema está na demanda mas não é bem um problema da demanda, por mais paradoxal que isso possa parecer. O nó górdio está no preço do gás offshore que é oferecido ao consumidor, especialmente para a indústria, segmento que garante demanda estável e em grandes volumes. As térmicas também contratam grandes volumes quando operam, mas como não estão na base só podem oferecer demanda flexível e incerta. O gás onshore até encontra mercado, mas o gás associado dos campos marítimos chega muito caro na costa, na disputa com a reinjeção que mantém a pressão e a produtividade alta nos campos de petróleo. Nas contas das petroleiras, o gás na costa tem que compensar a perda do petróleo não injetado nos tanques dos FPSOs. No âmbito governamental, quanto mais barris vendidos, maior a arrecadação. Após vencer as etapas de produção, separação, escoamento e tratamento nas UPGNs, o metano separado do gás natural é transportado na malha tronco e distribuído nos estados onde existe rede. Antes da guerra no Irã, com o Brent em torno dos US$ 70, o metano era oferecido na saída da UPGN a US$ 8 a 9/milhão de BTU (MMBtu) antes de carregar mais US$ 4 a 4,5 pelos serviços de transporte e distribuição. Resultado, ao preço final de US$ 13/MMBTU o mercado industrial se retrai. Sobram os pequenos volumes do consumo residencial e das atividades onde o gás não representa parcela grande de custos. Entre os grandes consumidores, a debandada foi grande, a exceção dos que conseguiram viabilizar arranjos econômicos com seus supridores. Reinjeção é a prioridade Em paralelo a esse cenário, as perdas com a queima e o uso com a reinjeção nos campos de petróleo aumentam ano a ano, alimentando a restrição e a competição na oferta. Entre 2015 e 2025, a queima no país pulou de 3,8 milhões de m3/dia para 5,1 milhões de m3/dia, salto de 32,5% em 11 anos. As bacias de Campos e Santos lideram essa estatística (ver tabela).
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 9 Já a reinjeção, necessária para manter a pressão nos campos de petróleo e alcançar os resultados que justifiquem o alto capex nas etapas de exploração e desenvolvimento da produção, o opex durante a vida útil do campo, além dos custos de abandono, também segue crescendo. Dez anos atrás, a reinjeção passava pouco de 30 milhões de m3/dia, menos da metade do volume comercializado de 61,4 milhões de m3/dia pela Distribuição. Em 2025, a reinjeção mais que triplicou para 97 milhões de m3/dia e agora representa 50% do destino do gás produzido, praticamente o dobro do que é oferecido ao mercado (ver tabela). BRASIL Mar/ Terra Queima e perda de gás natural (mil m3/dia) - 2015-2025 25/15 % 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Terra 462,1 523,3 464,4 347,6 399,2 379,3 402,8 366,2 535,4 375,9 321,0 -30,50 Mar 3.367,2 3.542,7 3.308,6 3.373,5 3.956,2 2.997,6 2.977,3 3.113,5 3.325,5 3.971,3 4.753,0 41,16 TOTAL 3.829,2 4.066,0 3.773,0 3.721,1 4.355,4 3.376,9 3.380,1 3.479,7 3.860,9 4.347,2 5.074,0 32,51 ESTADOS Mar/ Terra Queima e perda de gás natural (mil m3/dia) - 2015-2025 25/15 % 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 AM Terra 225,2 301,3 272,5 182,4 224,5 190,2 210,3 208,6 177,7 109,9 65,5 -70,92 MA Terra 7,5 5,6 10,6 6,6 10,4 14,2 18,4 12,3 13,7 14,6 33,4 346,80 CE Terra 1,2 1,2 1,0 0,8 0,9 1,0 0,9 0,8 0,9 1,0 0,7 -39,83 Mar 13,5 7,8 5,3 6,0 6,2 1,2 - - - - - -100,00 RN Terra 61,5 61,9 55,8 42,7 41,9 43,9 60,2 44,8 226,7 104,9 74,6 21,29 Mar 13,3 13,4 12,3 10,4 6,4 4,8 1,6 - - - - -100,00 AL Terra 16,9 16,5 17,3 16,3 15,5 15,8 15,1 16,1 18,2 13,2 10,9 -35,43 SE Terra 26,0 19,1 15,2 18,5 20,4 20,8 16,9 9,7 24,5 39,3 45,4 74,84 Mar 64,0 62,4 54,2 46,0 48,9 44,6 1,8 0,9 0,8 0,8 0,4 -99,38 BA Terra 100,7 94,5 72,9 64,1 67,2 77,8 66,4 61,2 53,8 74,3 70,8 -29,67 Mar 6,9 3,4 2,9 3,3 4,1 3,2 6,0 3,5 3,6 0,9 1,6 -76,74 ES Terra 23,2 23,2 19,2 16,2 18,3 15,6 14,6 12,6 19,8 18,6 18,5 -20,16 Mar 294,1 217,3 221,9 193,1 192,6 150,6 176,1 120,7 132,2 294,9 237,2 -19,36 RJ Mar 2.735,8 3.058,6 2.740,2 2.897,3 3.385,2 2.665,8 2.627,3 2.827,2 2.981,7 3.473,1 4.166,3 52,29 SP Mar 239,6 179,9 271,8 217,5 312,9 127,5 164,5 161,2 207,2 201,6 347,3 44,98 PR Terra - - - - - - - - - - 1,5 .. Fonte: ANP/SDP BRASIL Mar/ Terra Reinjeção de gás natural (milhões de m3/dia) 25/15 % 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 TOTAL 24.292,4 30.327,4 27.607,8 35.101,2 43.223,8 54.832,2 60.846,2 68.411,4 78.809,7 83.425,5 97.508,4 301,40 Terra 8.442,8 9.119,7 8.165,6 8.408,4 8.499,2 6.454,7 6.225,9 7.069,7 6.908,4 6.888,0 6.353,6 -18,42 Mar 15.849,6 21.207,7 19.442,2 26.692,8 34.724,5 48.377,5 54.620,3 61.341,7 71.901,3 76.537,5 91.154,8 382,90 ESTADOS Mar/ Terra Reinjeção de gás natural (milhões de m3/dia) 25/15 % 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 AM Terra 7.462,5 8.434,1 7.520,6 7.802,0 7.911,2 5.990,2 5.749,2 6.745,5 6.569,5 6.548,9 5.979,7 -19,87 RN Mar - - - - - - - - - - - .. AL Terra 1,6 0,1 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 29,1 - - .. SE Terra 22,9 6,3 - - 16,3 4,4 0,2 3,7 18,0 12,2 13,5 -40,98 Mar 1.300,0 1.632,9 1.422,2 1.422,8 1.119,6 209,7 - - - - - .. BA Terra 955,9 679,1 644,7 606,4 571,7 460 477 320 292 327 360 -62,29 ES Mar 0,7 - - - - - - - - - - .. RJ Mar 9.796,7 14.525,2 13.019,8 18.588,2 28.256,6 42.464 48.323 55.768 66.564 71.839 86.593 783,90 SP Mar 4.721,2 5.049,3 5.000,3 6.681,8 5.348,3 5.704 6.297 5.573 5.338 4.698 4.561 -3,39 Fonte: ANP/SDP
10 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano Esse acúmulo de restrições na oferta, sem competição entre os produtores, resulta em preços no último andar. Mesmo a operação do Rota 3, escoando o gás dos grandes projetos do pré- -sal até o polo Boaventura (RJ), não deu para molhar o mercado como se esperava. O gasoduto com capacidade para injetar 18 milhões de m3/dia, finalizando numa UPGN de 21 milhões de m3/dia, teve sua nova oferta neutralizada pela redução de outros supridores, especialmente o gás boliviano. A capacidade do Gasbol é de 30 milhões de m3/dia no trecho MS-SP, mas a TBG não consegue oferecer mais que 13 milhões de m3/dia (EPE, TBG). Alternativas ao gás offshore O baixo suprimento do gás offshore brasileiro, comparado ao que é produzido, queimado e injetado, além do consumo próprio nas instalações das petroleiras, portanto, segue oferecendo oportunidades a novos supridores alternativos. É aí que a equação do risco se torna mais complexa, porque novos suprimentos, como um contrato de longo prazo do gás de Vaca Muerta, precisam levar em conta o impacto nos preços futuros quando Raia (2028) e SEAP (2031) entrarem em operação. A competição na oferta vai fazer o preço cair na ponta, prevê Rogério Manso, presidente da ATGás, em matéria nesse especial. Mas que volumes começam a fazer diferença no preço? Recentes importações do gás de Vaca Muerta para testar a logística e os obstáculos regulatórios do trajeto podem sinalizar solução para a redução do suprimento boliviano. Consultado, um comercializador que já testou a rota via Gasbol confirmou que os produtores argentinos “já têm noção clara de que o gás [do país vizinho] pode, sim, chegar de maneira muito competitiva ao mercado brasileiro, resolvendo-se alguns temas regulatórios na Argentina e Brasil, e com um preço do transporte de gás na Bolívia mais competitivo do que praticado hoje”. Outro consultor afirma que nessas importações de teste, o gás argentino chegaria no Gasbol a US$ 7,5/MMBTU em um hipotético contrato firme. Depois da Guerra do Irã, o gás que já encontrava resistência no consumidor brasileiro a US$ 12,5-13,5 / MMBTU deverá ficar ainda mais caro com o Brent na faixa de US$ 100. A formação do preço no Brasil, com base em 11 a 12% do Brent, a partir de maio será reajustado, levando em conta o preço médio do trimestre jan-mar. Assim, levando em conta que o reajuste de maio só será influenciado pelo preço pós guerra em um mês do trimestre, é possível que o preço ao consumidor ainda permaneça comportado para o período maio-julho em torno de US$ 14-15 / MMBTU, segundo um consultor com larga experiência no mercado. Porém, a persistir o conflito, com o Brent permanecendo acima do patamar de US$ 100, ele acredita que em agosto o reajuste poderá representar uma pancada ainda maior para o mercado. Volatilidade favorece o biometano Assim é que a competitividade entre o metano de origem mineral e o
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 11 biometano, hoje favorável ao primeiro, pode ser neutralizada pela percepção do mercado consumidor de que a volatilidade de uma commodity, associada à flutuação do câmbio, embute um risco considerável e não lhe favorece tanto assim. Esse é o argumento preferível do diretor executivo da Abiogás, Tiago Santovito, também entrevistado neste especial. As distribuidoras, mais pressionadas a atender diferentes demandas de nichos de mercado em suas áreas de concessão, já incluem o biometano como parte firme do seu suprimento, como é o caso da Cegás, que distribui biometano em blend com o metano de origem mineral na proporção de 13 a 17%, conforme o presidente Eduardo Marzagão informou à nossa reportagem. A Necta, expandiu um duto de biometano, de 65km em Presidente Prudente, em mais 40 km para atender parcela maior de seu mercado. Bahiagás e Gas do Pará, com territórios gigantes, contam com o biometano nas estratégias de suprimento a submercados distantes, enquanto a Compagás pretende atingir a meta de 15% de sua comercialização com biometano, oferecendo o produto em uma rede de 4.586 quilômetros de estradas estaduais, federais e municipais. Na Distribuição, elo final da cadeia, o mercado livre trouxe certo alívio a um mercado deprimido, mas permanece o temor de que o empilhamento de custos desde o poço até o citygate mantenha os planos de expansão vulneráveis às oscilações de preços. Assim a estratégia de poder contar com a produção descentralizada do biometano passa pela conta de que o custo logístico menor e os preços com menor volatilidade compensam o maior custo da molécula renovável. Marcelo Mendonça, diretor-executivo da Abegás, avalia que “o gás natural é que vai abrir a porta” dos mercados, mas reconhece que a solução está na adição energética: “Precisamos ter o gás natural e o biometano. Eles vão juntos para essa implementação.” Os 18 milhões de m3/dia do Rota 3 foram absorvidos sem praticamente alteração na oferta
12 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano Malha de transporte não expande antes de 2030 Os números superlativos das transportadoras comparados às pequenas produções de biometano não parecem indicar que o combustível renovável possa conectar as duas atividades. Mas na falta do gás natural, os projetos aparecem HUB de Paulínia da TBG, responsável por ramificar entregas de gás natural para diversas regiões Foto: Divulgação/TBG
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 13 A tímida expansão da malha estruturante de gasodutos de transporte é mais um sintoma do marasmo porque passa o mercado de gás natural. A rede não apresenta crescimento anual significativo há pelo menos 15 anos. Nos números da ANP, desde 2011 a malha praticamente permaneceu estática em sua expansão, com pequenos acréscimos, e hoje o país é servido por apenas 9.400 km de gasodutos de transporte. Além de estagnado, o mapa de gasodutos de transporte do Brasil está altamente concentrado no litoral, à exceção do Gasbol, do gasoduto Urucu- -Coari-Manaus e do pequeno gasoduto do Ocidente, no oeste do Mato Grosso. O TSB gaúcho seria mais uma rede estruturante a cruzar o país de Oeste a Leste, mas congelou sua expansão no ano 2000 após tornar operacionais as duas pontas, em Uruguaiana e Canoas, cada uma de 25 km. Restou inconclusa a maior parte do traçado no interior do estado, ligando as duas cidades, de 593 km. Em 2020, para abastecer sua térmica de Jaguatirica II (143 MW), em Boa Vista (RR) a partir do seu campo de Azulão (AM), 1.100 km distante, a Eneva optou por usar uma frota de 120 carretas criogênicas com GNL ao invés de depender da construção de um eventual gasoduto da transportadora TAG que opera em todo o Norte do país. Apesar da demanda já existente no interior, o crescimento da rede não está nos planos mais imediatos das empresas de transporte. Em entrevista concedida à Brasil Energia, o presidente da Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás), Rogério Manso, informou que até o fim da década os planos das empresas associadas prevêem o aumento da capacidade de entrega nos mercados já atendidos, basicamente com investimentos em desgargalamentos e aumento de compressão. Gasbol, o maior interessado Os números superlativos das transportadoras comparados às pequenas produções de biometano que pipocam no país não parecem indicar que o combustível renovável possa conectar as duas atividades. A exceção seria o Bolívia-Brasil, principal gasoduto que serve o interior do país, atravessando cinco estados e 136 municípios, muitos deles produtores ou potenciais produtores de biometano, especialmente nos estados do Mato Grosso do Sul e São Paulo, cortados do Oeste ao Leste. A TBG, proprietária do Gasbol, tem particular interesse no aumento da produção local e suprimento de biometano para compensar em parte o declínio da oferta de gás boliviano. Embora os volumes do gás renovável sejam pouco expressivos para compensar a oferta declinante do gás boliviano ao Gasbol, as perspectivas de crescimento são relevantes, ainda mais que, ao contrário do gás de origem fóssil, o biometano é renovável, com garan-
14 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano tia de suprimento ad aeternum, e com oferta crescente. No ano passado, a empresa começou a mapear usinas produtoras de biometano nos cinco estados do traçado do Gasbol, particularmente nos trechos de São Paulo e Mato Grosso do Sul, chegando a identificar suprimento potencial de aproximadamente 3 milhões de m3/dia em usinas de açúcar e etanol e outras atividades agropastoris. Em recente evento no Rio, o presidente da TBG, Jorge Hijjar, defendeu também a necessidade de ampliar a infraestrutura de transporte e avançar na harmonização regulatória como condições para destravar investimentos e expandir a oferta de gás no país. “Com mais acesso às fontes de suprimento, ampliamos a O Gasbol tem 2.593 km no lado brasileiro, com capacidade de 30 milhões de m3/dia no trecho MS-SP e de 12,5 milhões de m3/dia no trecho PR-SC-RS. Porém o gás boliviano só tem suprido 1/3 da capacidade do gasoduto.
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 15 oferta e criamos condições para um mercado mais competitivo, com tendência à redução de preços no longo prazo”, disse Hijjar. Expansão da malha ainda demora Somente após 2030 é que novas expansões da malha de transporte estão previstas. Um dos projetos é o Veredas, no Nordeste, elaborado pela TAG. O plano prevê a ampliação do Nordestão entre Pernambuco e Ceará, passando por Paraíba e Rio Grande do Norte, para resolver o gargalo em um trecho de menor diâmetro no gasoduto. Trata-se de um projeto, dividido em três fases que somarão 750 km à malha existente. Em alternativa ao Veredas, a TAG também elaborou o projeto Rota do Bode, um gasoduto atendendo a demandas no interior do Nordeste, ligando Sergipe ao Ceará, passando por Petrolina (PE) e Juazeiro do Norte (CE). O projeto faz parte do Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte de Gás Natural 2024-2033, proposto pela ATGás. Mas o Nordestão é abastecido por metano de origem mineral e a tendência é aumentar ainda mais o transporte exclusivo desse energético com o terminal de GNL em Sergipe e a produção futura de GN dos projetos SEAP I e II da Petrobras e parceiros. Outros planos envolvem levar gasodutos a cidades ainda não atendidas no Sudeste, como as expansões para as cidades mineiras de Uberaba e Extrema. No primeiro projeto, o gasoduto atende parte de um importante polo industrial do estado no Triângulo Mineiro. Além disso, etapas posteriores incluem uma expansão para Uberlândia, um mercado de mais de 700 mil habitantes, capaz, portanto, de oferecer consumo potencial no segmento residencial. Este projeto já figura no Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, PNIIGB), enquanto um segundo projeto se apoia na demanda da Gasmig para atender a sete municípios do sul mineiro, totalizando 256 mil habitantes. Juntos, os dois projetos adicionam quase 300 km de extensão à malha brasileira de transportes. No Sul, o projeto da TBG de um gasoduto de 140 km até Curiúva, cidade do interior do Paraná, atende uma região bem populosa, inclusive o município de Londrina. O potencial de consumo é de 700 mil m3/dia de gás natural. Apesar da perspectiva de expansão para a próxima década, os primeiros projetos não devem levar gasodutos a estados onde a malha ainda não chegou. Na visão do presidente da ATGás, a construção de gasodutos para novos estados e cidades só se justifica havendo demanda suficiente que suporte o investimento compartilhado da rede. “(A perspectiva de interiorização) existe, mas está além desse horizonte atual. A gente tem o papel de unir oferta e demanda. O gás tem que ir onde o mercado está. Quando comparam nossa rede com a dos EUA ou Europa, esquecem que é a nossa indústria que garante o suprimento fir-
16 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano me. Por isso, nossa rede está nos estados que representam 90% do PIB industrial brasileiro”. No Plano Coordenado de Desenvolvimento do Sistema de Transporte de Gás Natural, as transportadoras classificam o biometano como uma alternativa renovável importante no curto prazo, porque pode “diversificar as fontes de suprimento e ampliar o mercado de gás para além da infraestrutura atual”. Além disso, o documento detalha que a integração do biometano à rede de transporte de Gás Natural pode garantir ganhos de mercado e eficiência, já que permite movimentar volumes maiores de gás do que o GNC e o GNL. Ainda assim, as transportadoras só listam dois empreendimentos ligados ao biometano no plano. Ambos consistem na construção de pontos de recebimento (um em Japeri, no Rio de Janeiro, e outro em local a ser definido pela TBG), a fim de movimentar o gás renovável na malha do Sul-Sudeste. Somados, os projetos poderiam garantir a injeção de até 320 mil m3/dia de biometano na rede de transporte. Já no Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, elaborado pela EPE, alguns projetos de expansão dos gasodutos mencionam o potencial de oferta do gás renovável nas regiões alcançadas, embora não detalhem como esta ligação aconteceria. O PNIIGB também traz a proposta de dois pontos de recebimento de biometano, sendo um em São Carlos, em São Paulo, e o outro em Porecatu, no Paraná. Oferta vai gerar demanda Assim como o setor de distribuição, a demanda estagnada não abala os planos das transportadoras de gás. A expectativa de Manso é otimista e, na visão dele, é a oferta abundante que vai gerar aumento da demanda, via disputa de preços mais competitivos. O executivo cita o caso do Rota 3, cuja carga está sendo absorvida pelo mercado, como compensação à queda na produção da Bacia de Campos, do gás importado da Bolívia e à redução da importação de GNL. A entrada em operação do gasoduto offshore- -onshore possibilitou que esse recuo na oferta fosse preenchida sem maiores repercussões nas tarifas, mas novos suprimentos previstos para entrar em breve podem, sim, forçar a queda nos preços “Na hora que entrar na malha, o Projeto Raia para conquistar mercado vai ter que baixar preço. Ninguém investe 9 bilhões de dólares para deixar o gás parado. Um choque de preço é o que vai permitir a penetração em novos mercados”, citando um estudo que aponta potencial consumo de 40 a 50 milhões de m3/dia da siderurgia para substituir o carvão. Quem é fonte nesta matéria ROGÉRIO MANSO, presidente da ATGás
18 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano O biometano pode repetir a trajetória da energia solar? Em 10 anos, o setor solar cresceu 700 vezes. Com taxas de crescimento elevadas nos últimos anos, o biometano pode ser a bola da vez e seguir na mesma crescente, incentivado ainda mais por resolver passivos ambientais Onebio, unidade de biometano em Paulínia (SP), resultado da parceria entre Orizon e Edge, teve capacidade ampliada para 225 mil m3/dia e hoje é a maior em operação do Brasil Foto: João Neto
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 19 PRODUÇÃO DE BIOMETANO NO BRASIL O setor de biometano vive hoje uma expectativa semelhante ao que o setor solar vivia dez anos atrás, quando sua capacidade no país era, em 2016, de insignificantes 93 MW instalados (fonte: Cenários Solar). Se a capacidade solar no país cresceu 700 vezes na última década (65 GW em 2026, somadas a geração centralizada e distribuída) por que algo semelhante, embora mais modesto, não poderia ocorrer com o biometano, considerando a sua menor pegada ambiental em relação ao gás de origem fóssil e a vantagem de poder ser ofertado em todo o território nacional? Produzir biometano não se resume a uma atividade sustentada apenas pelo preço do produto final, mas se alavanca em outros valores percebidos além dos resultados econômicos. Novos produtores surgem a cada dia interessados em solucionar passivos ambientais quando veem que podem transformar despesas originadas de obrigações regulatórias em investimentos, buscando receitas, de preferência lucrativas. Isso está acontecendo nas indústrias e na agropecuária - grandes produtores de efluentes e resíduos orgânicos -, nas estações de tratamento de águas e esgotos - que se fortalecem com o Marco do Saneamento - e a partir do biogás do lixo urbano em aterros sanitários, transformados em usinas de energia. Seu maior concorrente é o gás de origem fóssil e o GLP, também de origem
20 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano fóssil. Hoje, a insignificante oferta de biometano no país não espelha o potencial que este combustível renovável pode vir a ter dentro de alguns poucos anos. As estimativas de curto e médio prazos são todas otimistas e a maior delas é de que o país tem potencial levantado para produzir em torno de 120 milhões de m3/dia de biometano, o dobro da oferta atual de GN. Os números de crescimento da produção de biogás, do qual se origina, e do biometano confirmam essa tendência otimista. De fato, a produção de biometano saltou mais de 200% em cinco anos no Brasil, passando de 36,1 milhões de m3 produzidos em 2020 para 119,8 milhões de m3 em 2025 (ANP) e a expectativa é que o crescimento acentuado siga como tendência nos próximos anos. Antes mesmo da Lei 14.993/24, conhecida como Lei do Combustível do Futuro, o crescimento rápido da oferta já vinha acontecendo, mas a legislação incentivadora favoreceu ainda mais o avanço da produção do biometano no país. “Essa lei é importante porque traz a obrigação do Certificado de Garantia de Origem do Biometano, (CGOB) para os produtores e importadores de gás natural que descarbonizem suas operações”, comenta o diretor-executivo da Associação Brasileira do Biogás e do Biometano - Abiogás, Tiago Santovito. A regra sancionada em 2024 tornou obrigatória, neste ano, a compra de biometano para o mercado de gás natural. O compromisso parte de uma meta de 1% do volume de gás comercializado por cada distribuidora. Este percentual deve alcançar 10% até 2034. A lei define ainda que esta compra compulsória pode ser feita a partir do consumo de uma quantidade mínima de biometano ou pela aquisição do CGOB. O certificado é lastreado em volume do gás renovável produzido e comercializado por produtores. Na visão de Santovito, o CGOB facilita a descarbonização e cria demanda para o biometano. Expansão dos pontos de entrega Apesar da expectativa com a demanda criada pela Lei do Combustível do Futuro, os obstáculos ainda são muitos. A produção atual se concentra em apenas nove estados e ainda assim São Paulo produz quase metade do volume do país. De acordo com os dados da ANP, dos 1,2 milhão de m3 diários de capacidade instalada de biometano no país, 558 mil m3 estão em São Paulo. Seguem o estado do Rio de Janeiro (222 mil m3) e Ceará (110 mil m3). Os demais estados com registro de produção são Pernambuco, Rio Grande do Sul, Paraná, Santa Catarina, Minas Gerais e Mato Grosso do Sul. O país conta hoje com apenas 19 plantas de biometano autorizadas a operar, mas Santovito acredita que nos próximos anos a produção do gás renovável vai se espalhar. De fato, dados da Quem é fonte nesta matéria TIAGO SANTOVITO, diretor-executivo da Abiogás
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 21 ANP indicam que 44 plantas aguardam aprovação para iniciar operações e, destas, 11 estão localizadas em estados que ainda não possuem produção de biometano, como a Bahia e Goiás, que têm, separadamente, três plantas à espera de aprovação. Ainda neste ano, Santovito espera que pelo menos 19 novas plantas sejam autorizadas a iniciar operações, adicionando à produção diária atual um volume de 676 mil m3, ou seja, um salto de 56% em um ano. Otimismo quanto ao preço Outra preocupação é o custo de produção do biometano, mais caro do que o metano de origem mineral. O preço do combustível renovável encarece o blend com o metano de origem mineral, dificultando ainda mais a penetração nos mercados já resistentes à falta de competitividade do gás. Santovito justifica que o biometano requer mais investimento e infraestrutura, por se tratar de uma molécula renovável e de menor impacto ambiental, e acredita que ainda assim haverá demanda para uma parte do mercado disposta a pagar mais para se descarbonizar. Além disso, com o ganho de escala, ele também acredita que o biometano se tornará mais competitivo. “Existe hoje uma demanda do setor industrial e mesmo do setor de transporte que só para de pé com o uso USINAS DE BIOMETANO NA ANP
22 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano do biometano. Quando você faz o preço de qualquer coisa na vida, o volume é essencial. Quanto mais volume, mais barato aquilo fica. O que acontece hoje com o gás natural é que é um mercado que anda de lado para baixo. Não é um mercado em que a demanda está crescendo. E cada vez mais a gente vê o setor industrial querendo descarbonizar suas operações. E quem que vai trazer essa descarbonização? É o biometano”. O diretor-executivo da Abiogás também conta que a geopolítica pode favorecer a competitividade do biometano em relação ao metano fóssil. Com a tendência do gás natural se tornar uma commodity global, seu preço irá cada vez mais oscilar com os choques de oferta como os causados pelas guerras no Oriente Médio e na Ucrânia, enquanto o biometano, produzido localmente, assegurará mais estabilidade ao preço do blend. “São três componentes: molécula, transporte e distribuição. O transporte e a distribuição são monopólios naturais, com tarifas reguladas pela ANP e pela agência reguladora estadual. Independentemente de você trabalhar com biometano ou gás natural, você vai pagar a mesma tarifa. Então a diferença está no preço da molécula. A molécula do biometano normalmente tem seu preço fechado entre dois agentes, reajustado pela inflação, enquanto a molécula do gás natural sofre a volatilidade internacional”. USINAS DE BIOMETANO AUTORIZADAS PELA ANP Região Razão Social Estado Capacidade autorizada (m3/d) Sudeste Gás Verde Rio de Janeiro 204.000 Raízen-Geo Biogás Costa Pinto São Paulo 130.368 Biometano Verde Paulinia* São Paulo 106.867 Bioenergia Santa Cruz São Paulo 82.575 Essencis Biometano São Paulo 67.200 Cocal Energia PPT Participações São Paulo 60.000 Engep Ambiental São Paulo 30.000 Metagás Biogás e Energia São Paulo 30.000 Cocal Energia São Paulo 27.112 Cri Geo Biogas São Paulo 23.694 GNR Dois Arcos Valorização de Biogás Rio de Janeiro 18.480 Zeg Biogás Aroeira SPE Minas Gerais 16.912 Sul Biometano Sul Rio Grande do Sul 64.848 Geo Elétrica Tamboara Bioenergia Paraná 40.000 SPE Central de Tratamento Integrado Resíduo Zero Rio Grande do Sul 36.000 Agric Adubos e Gestão de Resíduos Industriais e Comerciais Santa Catarina 31.440 Centro-Oeste Adecoagro Vale do Ivinhema Mato Grosso do Sul 8.000 Nordeste GNR Fortaleza Ceará 110.000 Orizon Biometano Jaboatão dos Guararapes Pernambuco 108.931 Total 1.196.427 Fonte: ANP * Ampliação da capacidade total para 225.840 m3/dia já foi autorizada mas ainda não computada nas usinas em operação
A empresa aposta em tecnologia de membranas de ponta e conhecimento local para consolidar o setor de gás renovável e a segurança energética no Brasil com uma sólida base industrial. O biometano evoluiu de uma alternativa de nicho para um pilar da transição energética global. Em um cenário marcado pela mudança nas cadeias de suprimento geopolíticas, a imensa base agroindustrial e o setor sucroenergético do Brasil oferecem uma vantagem estratégica. O país está agora em um ponto de virada, passando de promessas de sustentabilidade para uma realidade industrial robusta, impulsionada por metas rigorosas de descarbonização. Como uma das líderes mundiais em gases, tecnologias e serviços para a indústria e saúde, a Air Liquide atende 4,3 milhões de clientes e pacientes em 59 países. Com mais de 80 anos de história no Brasil e uma presença que cobre 80% do território nacional, o Grupo combina um profundo conhecimento local com expertise global. Há mais de 35 anos, o Grupo é líder mundial em tecnologia de membranas para separação de gases, com mais de 17 anos de atuação específica em upgrading de biogás para apoiar a aceleração do mercado brasileiro. Tecnologia de membrana patenteada: Confiabilidade e eficiência A base da oferta da Air Liquide para o biometano é sua tecnologia patenteada de purificação por membranas. Diferente dos métodos convencionais, este sistema realiza a separação molecular de alta precisão, isolando o metano (CH₄) do dióxido de carbono (CO₂) e de outras impurezas. Para os gestores de plantas, isso se traduz em redução de estoque de peças de reposição, área de instalação compacta, operação simples e com baixa necessidade de supervisão. Com mais de 250 instalações em todo o mundo, esta tecnologia de membrana polimérica é uma solução comprovada para a separação seletiva de metano com alta recuperação e baixo consumo de energia. Air Liquide Pedro Jr. Andrea Campagnolo Unidades modulares "Plug-and-Play" inovadoras. Para acelerar a viabilidade dos projetos, a Air Liquide desenvolveu a Linha BG: unidades modulares e prontas para uso (BG-250, BG-500 e BG-1.000 Nm3/h). Estes sistemas integram pré-tratamento (remoção de H₂S e COVs), compressão e skids de membrana, reduzindo os prazos de engenharia e instalação. Cada unidade conta com suporte de telemetria 24 horas e uma equipe técnica local especializada. A Air Liquide também oferece soluções para a liquefação do biometano e de recuperação do bio-CO₂ para o grau alimentício. Ao transformar subprodutos como o CO₂ líquido de alto valor para a indústria, a Air Liquide permite que os produtores criem novas fontes de receita, fortalecendo a sustentabilidade da cadeia de valor. A Air Liquide e a nova era do biometano no Brasil Vantagens técnicas • Alta Recuperação de Metano: taxa de recuperação acima de 97%, podendo chegar a 99%, maximizando o aproveitamento do biogás bruto. • Compacidade: Redução de mais de 50% na área ocupada em comparação com outras tecnologias. • Flexibilidade: Capacidade intrínseca de lidar com a variabilidade na composição do biogás em diferentes substratos. • Eficiência Energética: Menor consumo de eletricidade por Nm3 purificado, reduzindo significativamente o OPEX. • Conformidade com a ANP: conformidade do biometano aos rigorosos padrões da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, graças ao design com pré-tratamento integrado. Projetos de destaque no Brasil • Fazenda SF (MS): Um marco na produção agroindustrial de biometano em pequena escala para uso em frota própria. • Marca Ambiental (ES): Um projeto de grande escala focado no tratamento de Resíduos Sólidos Urbanos (RSU). À medida que o Brasil entra na era de soberania energética, a Air Liquide permanece na vanguarda, oferecendo uma combinação única de tecnologia global e presença local consolidada para apoiar a transição energética e o crescimento sustentável da indústria brasileira.
24 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano O Brasil abriga um dos maiores potenciais de produção de biometano do mundo. De acordo com a Abiogás, as estimativas apontam para um potencial teórico de 120 milhões de m3/dia, podendo atingir, no curto prazo, 35 milhões de m3/dia, se consideradas as condições atuais de infraestrutura e mercado. De acordo com a associação, o potencial reflete um teto teórico, que resulta do mapeamento e da soma dos volumes de biogás tecnicamente disponíveis nos principais fluxos de resíduos do país. Para o cálculo, foram consideradas quatro vertentes: o setor sucroenergético (palha, bagaço, vinhaça e torta de filtro); a proteína animal (dejetos de animais, abatedouros e laticínios); a produção agrícola (milho, soja e mandioca); e o saneamento (fração orgânica dos resíduos sólidos urbanos e esgoto). Sobre esses volumes, foram aplicados parâmetros técnicos padrão de conversão de biogás em biometano. A entidade ressalta, no entanto, que se trata de um teto máximo plausível, e não uma previsão de produção imediata. Para que esse volume se materialize, é necessário superar uma série de condicionantes operacionais e econômicas: segregação e coleta eficiente dos resíduos, taxa de captação nos biodigestores e aterros, perdas operacionais, disponibilidade e custo de plantas de purificação, logística de transporte e injeção e, ainda, o ambiente regulatório e de incentivos. Os números recentes mostram que a trajetória é de expansão consistente. A produção brasileira de biometano já supera 1,2 milhão de m3/dia e, desde 2020, as unidades autorizadas pela ANP saltaram de uma para 19, das quais 3 estão com pedidos de ampliação em avaliação; outras 44 unidades estão em processo de autorização. Como a oferta pode chegar a 35 milhões de m3/dia no curto prazo Estimativa da Abiogás aponta potencial teórico de 120 milhões de m3/dia de biometano, baseado na oferta de resíduos e em parâmetros técnicos de conversão Imagem: Divulgação/Abiogás
26 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano Na Distribuição, a rede cresce mas esbarra no preço Apesar da leve recuperação em 2025, o mercado segue travado pelo valor elevado do GN. As concessionárias dão a volta com a ajuda do mercado livre enquanto prospectam novas frentes para impulsionar o crescimento O consumo do mercado brasileiro de gás natural ensaia uma recuperação, mas segue distante de um crescimento consistente. Em 2025, o volume distribuído no Brasil avançou 3,8% em relação ao ano anterior, impulsionado principalmente pela indústria, totalizando uma média anual de 54,4 milhões de m3/dia. Ainda assim, o desempenho não altera um cenário que se arrasta há mais de uma década: a estagnação da demanda. Enquanto isso, oportunidades claras, como o avanço do mercado livre, o setor de transporte pesado e a expansão do biometano esbarram na falta de competitividade da molécula e de uma política de longo prazo. Em consequência desse cenário adverso, a densidade da rede, que mostra a relação entre o volume distribuído e a quilometragem de gasodutos, apresentou recuo de 3,43% entre 2021 e 2025. Veja todos os dados no Painel Dinâmico cujo link está nessa edição Segundo Marcelo Mendonça, diretor-executivo da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), o avanço recente, especialmente no segmento industrial, que cresceu 5,3% em 2025, mostra que há potencial de aumento no volume distribuído, desde que as condições de mercado se mostrem adequadas. Mercado livre salva vendas Um dos destaques do ano passado foi a evolução do volume distribuído via mercado livre. Em janeiro de 2025, o total movimentado foi de 15,6 milhões de m3/dia, mas em dezembro já era quase o dobro desse volume, 30,8 milhões de m3/dia. “A indústria tem uma capacidade ociosa que pode ser aproveitada e o mercado livre deu essa possibilidade de maior flexibilidade da molécula, dando mais competitividade para o gás natural. Essa é uma questão que eu já venho falando há algum tempo e isso fica sinalizado pelos números. O Brasil tem mercado para poder crescer, para poder monetizar essa nova oferta de gás. Com uma molécula mais competitiva, a gente conseguiu um crescimento de 5,3% do mercado industrial. Então isso evidencia que existe potencial a ser trabalhado em outros segmentos onde perdemos espaço justamente por falta de competitividade”, analisa Mendonça. Nas contas da Abegás, mais de 50% do volume consumido pelo segmento indus-
Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 27 trial já migrou para o mercado livre. O apetite por esse modelo de contrato também é refletido no número de empresas que o adotam. Em 2025, pelo menos 14 distribuidoras comercializaram via mercado livre, com destaque para a Comgás, Gás do Pará e a Gasmar. A última só distribuiu gás desta maneira em 2025. Mesmo com o avanço do mercado livre, Mendonça atenta para a necessidade de transparência no modelo de negócio, como a divulgação dos preços de moléculas que estão sendo negociadas e de que forma isso pode afetar o mercado cativo. Apesar dos ganhos obtidos com a abertura do mercado, o preço do gás segue como principal gargalo ao aumento sustentável do consumo. Mendonça reconhece que houve avanços regulatórios, mas o impacto esperado na competitividade ainda não se materializou. “Se não houver realmente um ganho no preço da molécula, vamos ter apenas roupa nova no mercado de gás sem os benefícios concretos”. O que o setor necessita, na visão dele, são preços mais competitivos da molécula, a fim de garantir demanda sustentável no médio e longo prazos. Esta é uma mudança estrutural por envolver os sistemas integrados de escoamento e processamento do gás (SIE e SIP, respectivamente), operados majoritariamente pela Petrobras, além de Petrogal Brasil (Galp), Shell e outros poucos produtores. O sistema carrega “muitos custos desproporcionais”, disse, além de impor barreiras de acesso aos demais produtores de gás no país, obrigados a pagar o alto valor do escoamento e processamento. “Esse modelo de negócio não se sustenta. É por isso que nós temos mais de 10 anos um mercado estagnado.” Para Mendonça, a falta de transparência nos elos do escoamento e do processamento dificulta um diagnóstico mais assertivo sobre os motivos do preço da molécula tão elevado. Fora isso, os altos volumes de injeção restringem a oferta e, consequentemente, a competição. De fato, a reinjeção compromete um volume expressivo. Entre 2021 e 2025, o total reinjetado nos campos, para manter a pressão e a produção de petróleo, subiu 60,2% nesses cinco anos, passando de 22,2 bilhões m3 para 35,6 bilhões m3 (fonte: ANP). Só entre janeiro e fevereiro deste ano, mais de 6 bilhões de m3 de gás natural já foram reinjetados, o que dá, em média, 101,6 milhões de m3/dia. “Se eu não tiver o gás competitivo no final da cadeia, não consigo atender novas demandas. O gás a esse preço já existe há 20 anos. Precisamos desenvolver novos mecanismos que viabilizem a oferta firme na ponta. Se continuarmos com o modelo atual, a única coisa nova que vai acontecer são novos recordes de reinjeção.” O fator termelétricas Outro destaque do ano passado foi o segmento termelétrico, que cresceu 4,5%, com o consumo médio passando de 14,1 milhões para 15,3 milhões de m3/ dia. Ainda assim, Mendonça alerta que esse avanço não representa uma tendência firme porque depende do modelo de contratos flexíveis adotado no Brasil. Segundo ele, a integração entre os setores elétrico e de gás é um fator relevante a ser melhor implementado: “Existe um volume que é despachado na base, mas não damos o sinal correto para essa utili-
28 Brasil Energia, nº 502, 30 de abril de 2026 Especial Gás e Biometano zação” e isso, no seu entender, compromete tanto a segurança energética quanto a viabilidade econômica do gás. “A gente vê que o setor elétrico representa, sim, uma demanda firme quando precisa garantir a segurança energética, enquanto o setor de gás natural tem capacidade, mas precisa de demanda firme para que possa investir em mais oferta de gás natural. Então, acho que esses dois setores precisam se integrar mais para haver essa viabilidade de crescimento com segurança energética.” Novos nichos à vista O setor de transporte pesado é um dos nichos de mercado que já figuram como potencial impulsionador do consumo de gás, revela Mendonça, baseado no fato de o país já contar com mais de 2.500 caminhões a gás e cerca de 160 postos preparados para atender essa pequena grande frota. A alta do diesel segue impulsionando a procura por esse tipo de motorização e já existe uma rede pronta e capilarizada para atender uma demanda que tende a crescer. Mas, para isso, Mendonça sustenta a defesa de políticas públicas de incentivo ao uso do GN em veículos pesados, como a isenção de pedágio, redução de IPVA e linhas de financiamento. Além do transporte de carga, a infraestrutura existente em muitas cidades já servidas pelas redes das distribuidoras já possibilitaria atender muitas garagens de ônibus. Outro nicho de interesse são os data centers, rodeados por incentivos que exigem uso exclusivo de gás renovável. O gás natural tem sido preterido pelas restrições ambientais que privilegiam energia renovável, mas Mendonça lembra que, com isso, o Brasil pode perder espaço na corrida global dessas estruturas que exigem suprimento contínuo 24 horas por dia, 365 dias no ano. “Muitos (empreendedores) vão optar por se instalar em outros países por ter a segurança energética que a energia renovável não pode garantir. Ou chegar ao absurdo de instalar geradores a diesel (em complemento ao suprimento renovável).” Integração com o biometano Ainda que considere como essencial a integração do gás renovável à rede, Mendonça considera que a produção atual de biometano ainda está muito aquém do potencial de demanda. Em sua avaliação, o biometano é um insumo complementar; o gás natural viabiliza o mercado, em especial no curto prazo, enquanto o biometano cresce gradualmente, acompanhando a expansão da demanda e da infraestrutura. “Para evitar barreiras no suprimento, precisamos entrar com o gás natural. E o biometano vai fazendo sua parte, construindo novas plantas e viabilizando a entrada também de consumidores. Mas o gás natural é que vai abrir essa porta. Se tivermos que esperar o aumento dessa oferta para poder avançar, vai demorar muito tempo e perdemos a janela. A solução é a adição energética. Precisamos ter o gás natural e o biometano. Eles vão juntos para essa implementação.” Veja a seguir quatro cases de distribuidoras que consideram o biometano parte importante de sua estratégia de expansão. Quem é fonte nesta matéria MARCELO MENDONÇA, diretor-executivo da Abegás
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