O CGOB e o gás natural: a política que pune antes de substituir

Cristiane Alkmin J. Schmidt

A Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024) instituiu o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano (PNDG) e criou o Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB) como seu principal instrumento operacional. O PNDG emprega uma meta anual obrigatória de redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) no mercado de gás natural comercializado, sendo o CNPE responsável pela definição dessa meta, com valor inicial de 0,5% em 2026, podendo atingir até 10% nos anos seguintes. Para cumprir essa obrigação, produtores e importadores de gás natural devem adquirir biometano ou comprar o CGOB, um certificado de rastreabilidade lastreado em volume de biometano produzido e comercializado.

A ANP regulamentou o PNDG em fev/26, por meio das Resoluções ANP nº 995 e nº 996, que disciplinam a individualização das metas anuais para cada agente obrigado e as regras de certificação de origem e emissão do CGOB. Ou seja, ainda que a obrigatoriedade vigorasse desde 2024, o arcabouço regulatório foi concluído em 2026.

A intenção é deveras louvável: acelerar a transição energética e criar o mercado para o biometano como alternativa renovável ao gás fóssil. O problema está na lógica de financiamento e no timing.

O CGOB impõe o custo da política sobre o produtor e o importador de gás natural. Trata-se de um subsídio cruzado compulsório: onera-se a cadeia do gás natural para financiar a do biometano. O comprador do CGOB, assim, repassará o custo da aquisição do certificado na comercialização da molécula. O ônus chegará, portanto, ao consumidor final: industrial, termoelétrica, comercial e residencial. Contudo, o consenso é que se quer reduzir o preço do gás natural para aumentar a sua demanda e, consequentemente, incentivar investimentos em dutos de gás natural/biometano.

Do ponto de vista químico, gás natural e biometano são idênticos: CH4. Logo, ambos podem ser transportados pela mesma infraestrutura de dutos e até de forma conjunta. Isso significa que a expansão da malha dutoviária para o gás natural é condição estrutural importante para viabilizar escala futura do biometano.

Vale comentar que o gás natural pode ser transportado de três formas, em ordem crescente de custo: por duto: opção mais eficiente e barata, seja pela malha das distribuidoras monopolistas estaduais, seja pelas transportadoras nacionais; por caminhões a GNC (Gás Natural Comprimido): para distâncias de até 400 km; e por caminhões a GNL (Gás Natural Liquefeito): para distâncias de até 1.000 km.

A viabilidade econômica do biometano em grande escala, assim, depende também da expansão da malha dutoviária, porque sem dutos, o biometano só pode ser distribuído por caminhões, a custo superior. Como o Brasil tem malha de gasoduto subdesenvolvida relativamente às suas dimensões continentais, ao punir o gás natural antes de construir a infraestrutura que viabilizaria sua substituição pelo biometano, corre-se o risco de comprometer os dois mercados simultaneamente. Ou seja, a redução da demanda por gás natural pode inviabilizar novos gasodutos, e sem estes, o biometano pode não ter por onde escoar sua produção em escala.

A lógica do CGOB pressupõe um mercado de biometano líquido, com oferta suficiente para atender as metas dos agentes obrigados a preços razoáveis. Hoje, o preço do biometano é, em média, o dobro do gás natural. Esse mercado não existe hoje no Brasil na escala necessária. Segundo a CIBiogas, a produção de biometano está estimada em cerca de 5 milhões de m³/dia, mas menos de 0,6% é transacionado. A maioria é direcionada para consumo próprio.

Essa discrepância reflete, dentre outros fatores, a ausência de infraestrutura dutoviária; a falta de padronização de qualidade para injeção nos gasodutos; e a fragmentação geográfica das unidades produtoras, muitas vezes localizadas no interior do país – aterros sanitários e estações de tratamento de esgoto, agroindústria (incluindo as usinas de etanol), granjas e frigoríficos. Impor metas de aquisição compulsória de CGOB antes de resolver essas questões é o equivalente a exigir que o mercado compre algo que ainda não está disponível em escala. Com demanda maior do que a oferta, não há como o preço diminuir.

Pior, o CGOB não chega isolado. A Reforma Tributária do Consumo (RTC) estabeleceu que haverá um imposto adicional (chamado de Imposto Seletivo – IS, LC 214/2025, Anexo XVII) sobre o gás natural. A RTC é bem-vinda, mas o IS, não. A sua lógica é para desestimular o consumo de bens e serviços nocivos à saúde ou ao meio ambiente, o que não é o caso do gás natural. Essa classificação ignora a realidade de que o gás natural ocupa papel central na transição energética brasileira e mundial, como backup para a intermitência das renováveis, como insumo industrial sem substituto imediato e como vetor de substituição do diesel e do óleo combustível. Ou seja, o gás natural causa externalidade positiva e não negativa.

Enquanto isso, o biometano recebe tratamento favorecido: alíquota de IVA reduzida (comparativamente ao gás natural) e ausência de Imposto Seletivo. A assimetria é deliberada e acertada, mas ela precisa ser calibrada com cuidado para se ter uma migração planejada e ordenada, senão haverá o encarecimento do gás natural sem alternativa real de substituição, o que deprimirá a sua demanda, sem redirecionar o seu consumo para o biometano, mas para outras fontes de biomassa, como o syngas, ou até mesmo para o carvão, diesel, óleo combustível ou GLP.

O crescimento lento da demanda por gás natural já desestimula novos investimentos em gasodutos. Se o CGOB comprimir ainda mais essa demanda, o resultado pode ser o oposto do pretendido: menos investimento em dutos, menos infraestrutura disponível para injeção de biometano, e uma cadeia renovável que nasce sem o sistema de distribuição que precisaria para crescer. O que emerge desse panorama, portanto, é uma contradição de política pública: o discurso oficial advoga por gás natural mais barato e demanda maior, mas o conjunto de instrumentos normativos recentes – IS sobre o gás natural e o CGOB – move-se na direção oposta.

A própria ANP reconheceu, no âmbito da Consulta e Audiência Públicas nº 13/2025, que o CGOB pode gerar impacto econômico sobre o preço do gás, embora ainda não existam estudos que quantifiquem eventual impacto. A ausência desses estudos prévios, contudo, é, em si, uma evidência do problema de precipitação legislativa e regulatória no assunto.

Desta forma, ainda que se deva ter uma agenda Brasil focada em resolver aspectos estruturais da cadeia do gás natural (desverticalizar o monopolista incumbente, regulamentar o gás release e viabilizar o fracking), viabilizar o LRCAP e tratar de temas relativos à segurança jurídica (como a harmonização regulatória entre estados e União), recomenda-se estabelecer:

1. Alíquota zero do IS sobre o gás natural, ao menos enquanto não houver escala real de biometano sendo comercializado;
2. Zerar o IVA do biometano, que traz externalidade positiva e merece tratamento tributário compatível com essa contribuição ambiental;
3. Postergar a imposição do custo ao produtor e importador de gás natural com o CGOB, até que o mercado de biometano tenha liquidez para absorver as metas sem distorções de preço.

Em suma, o biometano tem futuro garantido no Brasil, dada a sua potencialidade especialmente nas regiões sul, sudeste e centro-oeste do país; e esse futuro interessa a todos. A transição do gás natural fóssil para o renovável é desejável, necessária e tecnicamente viável, uma vez que a molécula é idêntica e a infraestrutura pode ser compartilhada. O que não é aconselhável é antecipar os instrumentos de punição sem construir previamente as condições de substituição.

O CGOB compulsório em 2026 sobre um mercado de biometano que ainda transaciona menos de 0,6% de sua produção e a custo duas vezes superior ao gás natural, combinado com o Imposto Seletivo sobre o gás natural e um mercado dutoviário subdesenvolvido, forma um conjunto de políticas que pode deteriorar simultaneamente o mercado que se quer substituir (gás natural) e o mercado que se quer criar (biometano).

Uma agenda de Estado focada em reduzir o preço do gás natural e em fomentar a substituição pelo biometano precisa ser coerente, sequenciada e baseada na realidade e em evidências. O sucesso da transição do gás natural para o biometano, assim, depende menos de instrumentos compulsórios prematuros e mais de: (1) preços competitivos do gás natural que sustentem o crescimento da malha dutoviária; (2) sistema tributário lógico com o que se quer (sem IS no gás natural e IVA zerado para o biometano); e (3) regulação efetiva que elimine as barreiras estruturais mantidas pelo incumbente dominante. Construir a ponte antes de queimar a travessia não é cautela excessiva — é condição de viabilidade.

Cristiane Alkmin Junqueira Schmidt. Tem mestrado e doutorado em ciências econômicas pela Escola de Pós Graduação em Economia da Fundação Getúlio Vargas (EPGE/FGV/RJ). É professora de micro e macro para vários MBAs da FGV/RJ e de managerial economics para o MBA de Manchester Business School. É parecerista da Revista de Direito Administrativo (RDA), editada pela FGV Direito Rio, organizadora e uma das autoras do compêndio de quatro livros intitulado Questões Anpec e consultora para empresas nacionais e organismos internacionais, como o Banco Mundial, através da Davanti Consultoria e Treinamento Econômico. No Brasil, foi secretária-adjunta da Seae/MF, gerente-geral de assuntos coorporativos da Embratel, representante da área internacional do Ibre/FGV e diretora do departamento econômico do Family Office do Grupo Libra. Já no exterior, trabalhou como gerente estratégica da Cementos Progreso e diretora executiva da ONG Pacunam, ambos na Guatemala, foi diretora do departamento econômico da Compañia de Comércio e Exportaciõn, em Porto Rico e diretora adjunta da Autoridade de desenvolvimento Local, também em Porto Rico. Além disso, lecionou na América Central em escolas de prestígio regional, como a Universidad Francisco Marroquín.