Convergência regulatória de 2026 redesenha a bankability dos projetos de biometano no Brasil

A tese: empilhamento de receitas como novo paradigma de viabilidade

O ano de 2026 marca uma inflexão estrutural para o setor de gás renovável no Brasil. Pela primeira vez, duas frentes regulatórias convergem de maneira simultânea e complementar: a abertura plena do mercado livre de energia para consumidores de menor porte e a consolidação do marco regulatório do biometano, com instrumentos como o Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB) e metas obrigatórias de descarbonização no mercado de gás natural. Essa convergência não é coincidência. É o resultado de um ciclo legislativo que amadureceu em velocidade inédita e que agora oferece às plantas de biogás e biometano a possibilidade de estruturar múltiplas camadas contratuais de longo prazo.

A lógica é direta: uma mesma planta de biometano pode, a partir de 2026, vender a molécula de gás renovável a distribuidoras e consumidores industriais, comercializar CGOBs para agentes obrigados do setor de gás natural e, simultaneamente, fornecer energia elétrica renovável e despachável a consumidores do mercado livre. Esse modelo de empilhamento de receitas (revenue stacking) mitiga riscos de concentração contratual e amplia a base de garantias para o financiamento de projetos, transformando o perfil de bankability de ativos que, até pouco tempo, enfrentavam dificuldades para atrair capital de longo prazo.

Para líderes de infraestrutura, investidores institucionais e fundos especializados, o que está em jogo não é apenas mais uma fronteira de geração de energia limpa. É a emergência de uma classe de ativos com previsibilidade de fluxo de caixa radicalmente superior à que existia antes da convergência regulatória.

Como a abertura do mercado livre de energia altera o cálculo financeiro das plantas de biometano?

O mercado livre de energia já ocupa posição central na matriz energética brasileira. Segundo dados da Abraceel e da CCEE, esse ambiente respondeu por cerca de 42% de toda a energia consumida no Brasil, movimentando aproximadamente R$ 283 bilhões em 2025. No segmento industrial, a adesão é ainda mais expressiva: em novembro de 2025, 95% da eletricidade consumida pelas indústrias brasileiras foi contratada no mercado livre, conforme dados da Abraceel.

Um dado particularmente relevante para o setor de biometano é que o mercado livre absorveu 92% da geração de energia proveniente de biomassa no Brasil, segundo a mesma fonte. Isso demonstra que já existe um canal comercial consolidado para fontes renováveis de base biológica, e que a demanda por energia despachável, previsível e com atributos ambientais verificáveis encontra compradores dispostos a firmar contratos de longo prazo.

A Lei nº 15.269/2025 estabelece o cronograma definitivo de abertura do Ambiente de Contratação Livre (ACL) para consumidores de menor porte, incluindo os de baixa tensão (Grupo B). De acordo com o Ministério de Minas e Energia, consumidores comerciais e industriais desse segmento poderão migrar para o mercado livre a partir do segundo semestre de 2026. Essa ampliação da base de consumidores cria um mercado endereçável significativamente maior para contratos de compra de energia (PPAs) firmados com plantas de biogás e biometano que também geram eletricidade.

A Medida Provisória 1304/2025, convertida em lei, reforça esse movimento ao estabelecer um novo marco regulatório para os setores elétrico e de gás natural, promovendo a abertura do mercado livre e mantendo a segurança jurídica para a geração distribuída com biogás. O sinal regulatório é inequívoco: o arcabouço institucional agora reconhece e protege a dupla vocação das plantas de biogás, que são tanto fontes de molécula de gás renovável quanto geradoras de eletricidade.

Para o cálculo de bankability, essa dupla vocação é transformadora. Um projeto que antes dependia exclusivamente de um contrato de fornecimento de gás (GPA) com uma distribuidora agora pode apresentar ao financiador um portfólio diversificado de contratos: GPA para a molécula, PPA para a eletricidade e receita adicional com CGOBs. Cada camada contratual adicional reduz a exposição a um único comprador, a um único preço e a um único risco regulatório.

Qual o papel dos CGOBs e das metas de descarbonização na estruturação de receitas?

O Decreto nº 12.614/2025 regulamenta a Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024), instituindo o Programa Nacional de Descarbonização e as regras para o Certificado de Garantia de Origem do Biometano. Os CGOBs são instrumentos rastreáveis que certificam a origem renovável do biometano produzido, permitindo que distribuidoras e grandes consumidores de gás natural comprovem o cumprimento de metas de descarbonização.

A Resolução CNPE nº 4/2026 complementa esse arcabouço ao fixar a meta anual inicial de redução de emissões de gases de efeito estufa no mercado de gás natural. Essa meta cria uma demanda obrigatória por biometano, o que representa, na prática, um piso regulatório de receita para os produtores. Distribuidoras de gás natural que não atingirem suas metas precisarão adquirir CGOBs de produtores certificados, gerando um mercado secundário com liquidez crescente.

A combinação de demanda voluntária (consumidores que buscam descarbonização por estratégia ESG) e demanda compulsória (agentes obrigados pela Resolução CNPE nº 4/2026) confere aos CGOBs um perfil de receita com previsibilidade estrutural. Para financiadores, essa previsibilidade é o elemento que faltava para tratar o biometano como um ativo de infraestrutura com perfil de risco comparável ao de concessões de energia renovável consolidadas.

A projeção de que a oferta de biometano no Brasil pode triplicar até o fim de 2026, segundo análise publicada pelo portal Estratégia Empresarial/Mercado Livre de Energia, reflete justamente a percepção do setor de que o novo arcabouço regulatório destranca investimentos em escala. O anúncio da Gás Verde, em fevereiro de 2026, de que planeja investir cerca de R$ 900 milhões nos próximos três anos para ampliar a produção de biometano é uma demonstração concreta de que a tese de revenue stacking já orienta decisões de alocação de capital.

Quais são os riscos e gargalos que ainda limitam a escalabilidade?

A convergência regulatória de 2026 resolve desafios centrais de previsibilidade contratual, mas não elimina todos os riscos. O setor ainda carece de dados públicos consolidados sobre o número exato de plantas operando com modelos híbridos de receita, o que dificulta a construção de benchmarks de desempenho financeiro para novos projetos. Da mesma forma, as taxas específicas de financiamento e a alavancagem média para projetos estruturados sob o novo marco ainda estão sendo definidas pelo mercado, o que exige dos financiadores um trabalho de precificação de risco em terreno parcialmente inédito.

Há, também, o desafio logístico de injeção de biometano na malha de gasodutos existente e de conexão das plantas geradoras de eletricidade ao sistema de distribuição. A infraestrutura física precisa acompanhar o ritmo da infraestrutura regulatória para que o empilhamento de receitas se materialize plenamente.

Ainda assim, o balanço de riscos mudou de forma estrutural. A existência de três fontes contratuais distintas, amparadas por marcos legais diferentes e com compradores de naturezas diversas, representa um salto qualitativo na resiliência financeira dos projetos.

O novo mapa de oportunidades para líderes de infraestrutura

O biometano deixou de ser uma aposta de nicho e passou a ocupar o centro da agenda de descarbonização da matriz energética brasileira. A convergência de 2026 cria condições para que projetos de gás renovável sejam estruturados com uma arquitetura financeira comparável à de grandes concessões de infraestrutura, com múltiplos contratos de longo prazo, diversificação de receitas e instrumentos regulatórios que garantem demanda mínima.

Para CEOs, CFOs e líderes de fundos de infraestrutura, o momento exige análise detalhada das oportunidades de alocação de capital nesse segmento. A janela de estruturação de projetos com vantagem competitiva está aberta, e os primeiros movimentos de escala, como o da Gás Verde, já definem o ritmo do mercado.

O GRI Institute tem acompanhado de perto essa convergência regulatória em seus encontros e pesquisas dedicados ao setor de infraestrutura e energia no Brasil. A intersecção entre biometano e mercado livre de energia figura entre os temas de maior engajamento entre os membros da comunidade, refletindo a percepção de que essa é uma das fronteiras de investimento mais relevantes da década para o setor de infraestrutura brasileiro.

A pergunta central para os próximos trimestres não é se o biometano terá espaço na matriz, mas sim quais players conseguirão estruturar, financiar e operar projetos que capturem simultaneamente todas as camadas de receita que o novo arcabouço regulatório permite. Essa é uma corrida de engenharia financeira tanto quanto de engenharia energética.