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Biometano tenta entrar de vez na rede de gás brasileira enquanto ANP redesenha tarifas e acesso à infraestrutura para 2027
Escrito por Felipe Alves da Silva
Publicado em 04/10/2026 às 00:05
Atualizado em 04/10/2026 às 02:00
Biocombustíveis Renováveis
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Agência definiu em 2 de outubro a base regulatória de ativos de cinco transportadoras de gás; medida trata diretamente do gás natural, mas pode afetar o ambiente econômico para moléculas renováveis que dependem da mesma infraestrutura
A ANP concluiu em 2 de outubro uma das etapas mais importantes da revisão tarifária dos gasodutos brasileiros para o ciclo 2026–2030, ao definir a Base Regulatória de Ativos das cinco principais transportadoras de gás natural do país. A decisão não foi criada especificamente para o biometano, mas pode influenciar diretamente o ambiente em que o combustível renovável tentará ganhar espaço na infraestrutura de gás brasileira nos próximos anos.
A medida alcança TAG, NTS, TBG, TSB e GasOcidente do Mato Grosso, empresas responsáveis por parte essencial da malha de transporte de gás do país. Segundo a própria ANP, essa foi a segunda de três fases do processo que definirá as tarifas do novo ciclo regulatório.
O ponto central é simples: qualquer molécula que precise circular por essa infraestrutura — inclusive o biometano, quando tecnicamente e contratualmente inserido na rede — depende de regras de acesso e de um sistema tarifário economicamente viável.
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É aí que uma decisão aparentemente restrita ao gás natural passa a interessar também ao mercado de combustíveis renováveis.
ANP escolheu metodologia que reduz reajuste pretendido pelas transportadoras
Na decisão aprovada por unanimidade, a ANP adotou o Método de Capital Recuperado, ou RCM, para valorar ativos das transportadoras.
Segundo a Agência iNFRA, a metodologia escolhida é menos favorável às empresas porque reduz o reajuste que poderia ser incorporado às tarifas no ciclo 2026–2030. Algumas transportadoras já questionam o método judicialmente.
Essa discussão pode parecer distante da realidade do produtor de biometano.
Não é.
A tarifa de transporte influencia o custo total para movimentar gás pela malha e ajuda a determinar se um novo fornecedor consegue competir economicamente depois que sua produção entra no sistema.
Para projetos de biometano que pretendem utilizar infraestrutura existente, especialmente em regiões próximas a gasodutos, essa conta pode ser decisiva.
Cinco transportadoras entram no novo ciclo tarifário
A definição publicada pela ANP alcança:
- Transportadora Associada de Gás (TAG);
- Nova Transportadora do Sudeste (NTS);
- Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG);
- Transportadora Sul-Brasileira de Gás (TSB);
- GasOcidente do Mato Grosso (GOM).
Essas empresas integram um sistema que conecta produtores, importadores, distribuidoras, indústrias, termelétricas e outros consumidores.
O novo ciclo regulatório cobre o período de 2026 a 2030 e estabelecerá parâmetros usados no cálculo da Receita Máxima Permitida e das tarifas de referência.
Essa previsibilidade é relevante porque projetos de gás e biometano trabalham com horizontes longos.
Uma planta pode levar anos entre licenciamento, financiamento, construção e entrada em operação. Se o produtor não consegue estimar quanto custará transportar sua produção, parte da viabilidade econômica fica em aberto.
Biometano depende de acesso à infraestrutura, mas decisão de 2 de outubro não é uma regra específica para o combustível
Aqui é importante separar duas coisas.
A decisão da ANP de 2 de outubro trata diretamente da base de ativos e das tarifas das transportadoras de gás natural. Ela não criou uma regra específica para o biometano nem garantiu automaticamente sua entrada nos gasodutos.
O impacto sobre o biometano é indireto, mas potencialmente relevante.
O combustível renovável, depois de purificado e adequado às especificações exigidas, pode ser comercializado como substituto do gás natural em diferentes aplicações. Para que ele alcance consumidores distantes da planta, a possibilidade de utilizar a infraestrutura existente é uma das alternativas mais eficientes.
Por isso, regras tarifárias, acesso e capacidade disponível nos gasodutos influenciam o modelo econômico desses projetos.
O que a ANP está redesenhando agora é justamente esse ambiente.
Acesso de terceiros também está sendo revisto pela agência
A revisão tarifária acontece ao mesmo tempo em que a ANP trabalha em outras frentes de abertura do mercado.
A agência realizou em 1º de outubro audiência pública sobre o acesso não discriminatório de terceiros a gasodutos de escoamento e instalações de processamento de gás natural. A proposta faz parte da regulamentação da Nova Lei do Gás e busca disciplinar como agentes poderão utilizar infraestrutura pertencente a outras empresas.
Esse movimento é relevante para produtores independentes.
Quanto maior a possibilidade de utilizar infraestrutura já instalada, menor a necessidade de construir sistemas próprios para cada novo projeto.
No caso do biometano, isso pode ser particularmente importante em regiões onde usinas estão próximas a redes existentes, mas não possuem escala suficiente para bancar uma infraestrutura exclusiva.
Próxima etapa será definir as tarifas efetivas do novo ciclo
A definição da base de ativos ainda não encerra o processo.
Segundo a ANP, esta foi apenas a segunda de três fases previstas no plano de ação para a revisão tarifária.
A terceira etapa deverá consolidar os parâmetros finais que serão usados para calcular as tarifas aplicáveis às transportadoras durante o ciclo 2026–2030.
É nesse momento que o efeito prático da decisão ficará mais claro.
Dependendo do valor final das tarifas, determinados projetos poderão encontrar uma estrutura de transporte mais competitiva, enquanto outros poderão continuar dependendo de soluções alternativas, como transporte rodoviário de gás comprimido ou liquefeito.
Biometano cresce enquanto infraestrutura de gás passa por reestruturação regulatória
O timing é importante.
O mercado brasileiro de biometano está crescendo justamente enquanto o setor de gás passa por uma revisão ampla de suas regras.
Novas plantas estão sendo planejadas, financiadas e autorizadas em diferentes estados, ao mesmo tempo em que a ANP revisa tarifas, acesso à infraestrutura e mecanismos concorrenciais.
Essa sobreposição pode acelerar a integração do combustível renovável ao sistema energético — mas isso ainda dependerá de condições técnicas, contratos, localização das plantas e preços.
Não basta produzir biometano.
É preciso fazer a molécula chegar ao consumidor a um custo competitivo.
Governo também trabalha em regras de concorrência no mercado de gás
A ANP também mantém aberta uma agenda voltada à desconcentração do setor.
A agência marcou para 21 de outubro de 2026 audiência pública sobre o chamado Programa de Gas Release, mecanismo destinado a reduzir a concentração no mercado de gás natural e estimular maior competição entre fornecedores.
Esse debate, embora não seja específico para biometano, pode criar um mercado mais aberto para novos agentes.
Um ambiente com mais compradores, mais fornecedores e regras de acesso mais claras tende a ser favorável para moléculas alternativas, desde que consigam competir em preço e cumprir as especificações técnicas exigidas.
O que muda para o biometano a partir de agora
A decisão de 2 de outubro não representa uma autorização automática para que o biometano passe a circular livremente pela malha brasileira.
O que muda é o ambiente regulatório em torno da infraestrutura que poderá ser utilizada por esse combustível.
A ANP está definindo quanto valem os ativos das transportadoras, como serão calculadas as tarifas e em que condições terceiros poderão acessar determinadas estruturas.
Para o biometano, isso pode definir uma questão central dos próximos anos:
será mais barato construir infraestrutura própria ou entrar na rede já existente?
A resposta dependerá do resultado final da revisão tarifária e das regras de acesso que ainda estão sendo consolidadas.
Se o custo for competitivo, o crescimento do biometano poderá deixar de depender apenas de plantas próximas aos consumidores.
E esse talvez seja o ponto mais importante dessa revisão regulatória: transformar uma rede construída para gás natural fóssil em uma infraestrutura capaz de receber, progressivamente, uma parcela maior de gases renováveis.
Conteúdo reproduzido originalmente em: clickpetroleoegas por Felipe Alves da Silva.