O trimestre que não cabia em um único ministério
Há momentos em que o ritmo da regulação supera a capacidade de acompanhamento do mercado. O primeiro semestre de 2026 foi um desses momentos para o setor de energia brasileiro.
Em menos de noventa dias, entre o início de abril e o fim de maio, três decisões estruturantes avançaram de forma quase simultânea e em ministérios diferentes: o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a meta do mandato de biometano; a Agência Nacional do Petróleo concluiu a regulamentação do Certificado de Garantia de Origem do Biometano (CGOB); a Aneel e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) concluíram o maior leilão de reserva de capacidade da história do país; e o Ministério da Fazenda apresentou ao Comitê Técnico do SBCE a proposta de cobertura setorial do mercado regulado de carbono.
Cada uma dessas decisões, isolada, já seria notícia relevante. Juntas, elas representam uma virada que muda o mapa de risco e oportunidade para qualquer investidor ou executivo que atue com energia limpa, biogás, biometano, saneamento com geração de energia ou aproveitamento de resíduos.
Este artigo analisa cada um desses movimentos, e o que eles significam até o fim de 2026.
O mandato de biometano: da promessa ao certificado
A Lei do Combustível do Futuro (Lei nº 14.993/2024) criou o Programa Nacional de Descarbonização de produtores e importadores de gás natural e o mandato de biometano. Mas durante meses, o programa existiu no papel sem data de início real. Reuniões do CNPE foram convocadas e canceladas. A proposta original de meta (1%) foi contestada pelo setor. A que foi para consulta pública (0,25%) foi considerada insuficiente pelo agronegócio, que apostava na expansão da oferta de biometano a partir de resíduos agroindustriais.
O impasse foi resolvido em 1º de abril de 2026. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a resolução que define a meta de redução de 0,5% das emissões de Gases de Efeito Estufa no mercado de gás natural para 2026, a ser cumprida por produtores e importadores por meio da participação do biometano em seu consumo, em acordo com a Lei do Combustível do Futuro. GOV.BR
O percentual foi um meio-termo deliberado. Segundo o MME, a meta de 0,5% busca equilibrar viabilidade técnica, previsibilidade regulatória e estímulo ao desenvolvimento do mercado. O CNPE também criou uma Mesa de Monitoramento do Mercado de Biometano, sob o guarda-chuva do Comitê Técnico do Combustível do Futuro, para acompanhar a evolução da oferta e abrir caminho para o aumento da meta em direção ao piso legal de 1%.
Antes mesmo dessa decisão do CNPE, a ANP havia concluído a parte técnica. A Resolução ANP nº 995/2026 estabelece que produtores e importadores de gás natural que produzam ou importem volume médio anual superior a 160 mil metros cúbicos estarão sujeitos às metas individuais compulsórias no âmbito do Programa, de forma semelhante ao modelo adotado pelo RenovaBio. O cumprimento das metas ocorrerá por meio da baixa de Certificados de Garantia de Origem do Biometano (CGOB).
De acordo com a legislação, o cumprimento da meta de descarbonização pode ocorrer pela compra ou utilização direta de biometano ou, ainda, pela aquisição ou negociação de CGOB, certificado recentemente regulamentado pela ANP.
O que isso significa na prática? O biometano deixou de ser uma aposta de longo prazo e se tornou uma commodity com demanda regulada a partir de 2026. O produtor de biometano, seja a partir de aterros sanitários, vinhaça, resíduos agroindustriais ou esgoto, passa a ter um comprador institucional com meta de cumprimento legal. Dados recentes indicam que o setor encerrou 2025 com 23 unidades de produção de biometano em construção ou já concluídas, aguardando autorização da ANP para operar.
O desafio imediato é de infraestrutura e certificação: as metas individuais de 2026 serão publicadas pela ANP após a emissão do primeiro CGOB. Esse mecanismo cria uma corrida pelos primeiros certificados, e projetos que chegarem prontos à janela inicial terão vantagem de posicionamento nos contratos com distribuidoras e importadores.
O LRCAP 2026: o maior leilão da história e a pergunta que ele deixou
No dia 18 de março, o setor elétrico brasileiro viveu um marco histórico. Com cerca de 19 GW contratados, o Leilão de Reserva de Capacidade na Forma de Potência (LRCAP/2026) se consolida como o maior já realizado no país nesse segmento, refletindo forte participação do mercado e elevada competitividade entre os empreendimentos.
O leilão foi desenhado para dar resposta a uma preocupação crescente: a matriz elétrica brasileira se tornou predominantemente renovável e, portanto, dependente de variáveis climáticas. A expansão eólica e solar foi acelerada, mas criou um déficit de capacidade firme para momentos de baixa geração. O LRCAP surge como solução estrutural para esse problema.
O leilão introduz uma nova lógica contratual, baseada na contratação de potência com requisitos de flexibilidade, substituindo modelos anteriores estruturados em energia. Essa mudança permite que os recursos sejam acionados apenas quando necessário, aumentando a eficiência do despacho e reduzindo custos operacionais associados a inflexibilidades históricas do sistema.
Ao todo, foram contratados cerca de 16,7 GW em termelétricas e 2,5 GW em ampliação de hidrelétricas, ao preço médio de R$ 2.334.731 por MW ao ano, com deságio médio de 5,52%, envolvendo investimentos da ordem de R$ 64,5 bilhões.
A inclusão inédita de ampliações de hidrelétricas existentes merece atenção. O leilão de reserva de capacidade poderá contratar um aumento da geração hidrelétrica de 5,03% em relação à capacidade instalada de 109.103,5 MW existente, potencial que pode ser realizado sem a construção de qualquer nova usina de porte superior a 50 MW ao longo dos próximos cinco anos. Esse é um vetor de expansão de energia limpa firme que não exige novos licenciamentos de barragem, um diferencial regulatório relevante para investidores preocupados com risco ambiental e de aprovação.
A pergunta que o leilão deixou em aberto, porém, é legítima e não pode ser ignorada. O resultado traz uma resposta imediata a uma preocupação legítima, a segurança do sistema elétrico, mas levanta dúvidas sobre a qualidade do planejamento adotado e o custo que será imposto ao país nos próximos anos. O Brasil contratou cerca de 19 GW de potência, com forte predominância de termelétricas a gás natural, que concentraram aproximadamente 80% da capacidade, além de participação de térmicas a carvão e ampliações hidrelétricas. Blog do Barreto
Para o setor de energia limpa, esse resultado tem dois lados. O positivo: cria estabilidade sistêmica que viabiliza a expansão adicional de renováveis sem risco de colapso. O negativo: compromete o sistema com uma matriz de complementação carbonicamente intensiva por 10 a 15 anos. O debate sobre a intensidade de carbono dessa reserva de capacidade vai ganhar força assim que o SBCE entrar em vigor e as termelétricas a gás tiverem que relatar suas emissões a partir de 2027.
O mapa do carbono: quando energia e resíduos entram no SBCE
Em 19 de maio de 2026, o Ministério da Fazenda apresentou ao Comitê Técnico Consultivo Permanente (CTCP) do SBCE a proposta preliminar de cobertura setorial do mercado regulado de carbono. Propõe-se que as obrigações de Mensuração, Relato e Verificação (MRV) relacionadas ao SBCE sejam introduzidas em etapas. A primeira, iniciando em 2027, inclui os seguintes setores: indústria de papel e celulose, ferro e aço, cimento, alumínio primário, exploração e produção de petróleo e gás, refino e transporte aéreo. A segunda etapa, prevista para 2029, inclui mineração, alumínio reciclado, setor elétrico, vidro, indústria de alimentos e bebidas, química, cerâmica e resíduos.
Para cada setor incorporado, a proposta prevê um calendário progressivo de quatro anos: no primeiro ano, as empresas deverão elaborar seus planos de monitoramento; nos dois anos seguintes, realizarão o monitoramento efetivo de suas emissões; e, ao final do ciclo, no quarto ano, será construído o Plano Nacional de Alocação.
O ponto mais relevante para o setor de energia limpa está na segunda fase. A inclusão simultânea de resíduos e do setor elétrico em 2029 cria uma dinâmica importante: de um lado, geradores de energia mais poluentes terão que mensurar e, no futuro, pagar por suas emissões; do outro, projetos de aproveitamento energético de resíduos sólidos urbanos passarão a ter a possibilidade de gerar créditos de carbono verificáveis dentro de um sistema regulado, e não apenas no mercado voluntário.
A previsão do governo é publicar a regulamentação final ainda em 2026, para início da implementação em 2027. O próximo passo crítico é a consulta pública, prevista para julho de 2026. Para investidores, esse é o momento de analisar a proposta, identificar impactos setoriais e, se relevante, participar da consulta com contribuições técnicas que possam moldar o texto final.
O mundo cobrou US$ 107 bilhões por carbono em 2025 e o Brasil ainda não cobra nada
Há um dado externo que contextualiza toda essa agenda regulatória com clareza difícil de ignorar. Relatório do Banco Mundial publicado em maio de 2026 calcula que as receitas com mecanismos de precificação de carbono triplicaram na última década, de menos de US$ 30 bilhões em 2016 para mais de US$ 107 bilhões em 2025. Há 87 políticas de precificação de carbono em todo o mundo atualmente, sete a mais do que no ano passado, com Índia e Vietnã entre os novos aderentes.
O preço médio do carbono alcançou cerca de US$ 21 por tonelada de CO2 equivalente, refletindo aumento de 7% em relação ao ano anterior.
O Brasil representa hoje um paradoxo nesse cenário: tem uma das matrizes elétricas mais limpas do mundo, é o país com maior potencial de produção de biometano por resíduos agroindustriais e foi o primeiro do hemisfério sul a sancioná lei de mercado regulado de carbono, mas ainda não cobra uma única tonelada de CO2 de nenhum setor. O sistema começará a funcionar plenamente em 2030 ou 2031.
Esse intervalo tem um nome técnico: janela de preparação. E ela está se fechando mais rápido do que muitos setores percebem.
O que o investidor precisa monitorar até dezembro de 2026
O segundo semestre de 2026 será tão denso quanto o primeiro, mas com menos lançamentos e mais consolidação. Quatro movimentos merecem atenção específica:
- 1. A emissão do primeiro CGOB. A data importa porque, a partir dela, a ANP publicará as metas individuais de 2026 para produtores e importadores de gás natural. Quem tiver capacidade de biometano certificada e posicionada terá acesso à demanda regulada antes da maioria do mercado.
- 2. A consulta pública do SBCE (julho de 2026). A proposta de cobertura setorial ainda é preliminar. A versão final depende das contribuições dos setores e de ajustes técnicos que podem ampliar ou reduzir o escopo de cada fase. Participar da consulta é uma forma de influenciar um texto que vai criar obrigações e oportunidades por décadas.
- 3. A publicação das normas infralegais do SBCE. A meta da Secretaria Extraordinária do Mercado de Carbono é a conclusão de todo o arcabouço infralegal até dezembro de 2026, prazo que, se cumprido, permitiria dar previsibilidade mínima ao setor produtivo. O conjunto de portarias e regulamentações que será publicado até o fim do ano definirá, entre outros pontos, as regras de MRV, os critérios para uso de offsets e a metodologia de alocação de cotas.
- 4. O Fundo Clima via BNDES. Para 2026, o Fundo Clima disponibilizará mais de R$ 33 bilhões, com R$ 27,5 bilhões em recursos reembolsáveis via BNDES, e aponta o biogás, o biometano e o saneamento com geração de energia como vetores críticos de descarbonização. A diferença em relação a anos anteriores não é apenas de volume, é de maturidade. Projetos de transição energética representam mais da metade das demandas privadas por recursos do Fundo Clima, pelo nível de maturidade que já alcançaram. O gargalo deixou de ser financiamento e passou a ser qualidade e maturidade dos projetos.
Conclusão
O Brasil não escolheu uma única política climática. Escolheu várias ao mesmo tempo, e está tentando fazê-las avançar em paralelo, com ministérios diferentes, cronogramas diferentes e instrumentos diferentes.
O mandato de biometano cria demanda regulada para quem produz energia a partir de resíduos. O LRCAP 2026 garante estabilidade ao sistema que viabiliza a expansão das renováveis. O SBCE, quando operacional, vai precificar as emissões que hoje não têm custo financeiro para os emissores. O Fundo Clima financia a transição com o maior volume já mobilizado na história do instrumento.
O risco não está em nenhum desses instrumentos isoladamente. Está na sobreposição de prazos, na capacidade de execução regulatória e na maturidade dos projetos que precisarão aproveitar essas janelas ao mesmo tempo.
Para quem investe no setor de energia limpa, o mapa ficou mais claro em 2026 do que estava em qualquer ponto dos últimos cinco anos. Agir com informação estruturada e não apenas com entusiasmo pela agenda ESG, é o que vai separar os projetos que capturam valor dos que ficam de fora.
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