JUNHO DE 2026
TRANSPORTE DE GÁS
NATURAL COMPRIMIDO
- ESTUDO DE CASO DO
BIOMETANO NO BRASIL
NOTA TÉCNICA
Colaboradores NOTA TÉCNICA EPE/DPG/SPG/002/2026
Coordenação Geral
Heloisa Borges Bastos Esteves
Coordenação Executiva
Marcos Frederico Farias de Souza
Coordenação Técnica
Ana Claudia Sant’Ana Pinto
Marcelo Ferreira Alfradique
Equipe Técnica
Bianca Nunes de Oliveira
Gabriela Nascimento da Silva
Harnon Martins Ramos
Luiz Paulo Barbosa da Silva
Agradecimentos
A equipe técnica agradece à Superintendência de Meio Ambiente pelas contribuições na elaboração desta
Nota Técnica, especialmente na revisão da seção de emissões. Agradecemos, em particular, a Bruno Scola,
Mariana Barroso, Marcos Conde e Hermani Vieira pela análise cuidadosa, que contribuiu para o
aprimoramento do documento.
VALOR PÚBLICO
A EPE DESENVOLVE ESTUDOS PARA SUBSIDIAR A FORMULAÇÃO, IMPLEMENTAÇÃO E AVALIAÇÃO
DAS POLÍTICAS E DO PLANEJAMENTO ENERGÉTICO BRASILEIRO. NESSE CONTEXTO, ESTA NOTA
TÉCNICA CONTRIBUI PARA AMPLIAR AS INFORMAÇÕES SOBRE O GÁS NATURAL
COMPRIMIDO (GNC) E SUAS POTENCIAIS APLICAÇÕES, OFERECENDO BASE TÉCNICA CONSOLIDADA
PARA APOIAR DECISÕES DE AGENTES PÚBLICOS E PRIVADOS.
O DOCUMENTO APRESENTA UMA AVALIAÇÃO INTEGRADA DOS ASPECTOS TÉCNICOS, LOGÍSTICOS,
ECONÔMICOS E AMBIENTAIS DO USO DO GNC, DESTACANDO SEU POTENCIAL PARA VIABILIZAR O
SUPRIMENTO EM REGIÕES NÃO ATENDIDAS POR INFRAESTRUTURAS DE GASODUTOS. AO
CARACTERIZAR TECNOLOGIAS DISPONÍVEIS, DIMENSIONAR LOGÍSTICAS, CUSTOS E
EMISSÕES DE GEE, A NOTA OFERECE ELEMENTOS QUE CONTRIBUEM PARA O APRIMORAMENTO DAS
ANÁLISES DO SETOR E PARA A TOMADA DE DECISÃO INFORMADA.
A PARTIR DE CENÁRIOS DE EXPANSÃO DO GÁS NATURAL E DO BIOMETANO, O ESTUDO REFORÇA
A IMPORTÂNCIA DO GNC COMO FERRAMENTA PARA A INTERIORIZAÇÃO DO SUPRIMENTO,
AUMENTO DA SEGURANÇA ENERGÉTICA E PROMOÇÃO DE CADEIAS DE MENOR INTENSIDADE DE
EMISSÕES. DESSA FORMA, A NOTA TÉCNICA CONTRIBUI PARA O DESENVOLVIMENTO EFICIENTE E
SUSTENTÁVEL DO MERCADO NACIONAL, GERANDO VALOR PÚBLICO AO RESPALDAR O
PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO DO SETOR DE ENERGIA.
Ministro de Estado
Alexandre Silveira de Oliveira
Secretário-Executivo
Gustavo Cerqueira Ataíde
Secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Renato Cabral Dias Dutra
Presidente
Thiago Guilherme Ferreira Prado
Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e
Ambientais
Thiago Ivanoski Teixeira
Diretor de Estudos de Energia Elétrica
Reinaldo da Cruz Garcia
Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e
Biocombustíveis
Heloisa Borges Bastos Esteves
Diretor de Gestão Corporativa
Carlos Eduardo Cabral Carvalho
http://www.epe.gov.br
Sumário
1. Introdução ................................................................................................................. 7
2. Aspectos da cadeia do Gás Natural Comprimido ........................................................ 8
2.1. Etapas da cadeia .................................................................................................................... 8
2.2. GNC e as emissões de GEE ................................................................................................... 13
2.3. Custos do GNC ..................................................................................................................... 15
3. Aplicabilidade do GNC no Brasil ............................................................................... 18
3.1. O contexto da logística de pequena escala ......................................................................... 18
3.2. O contexto do biometano .................................................................................................... 20
4. Estudo de Caso ......................................................................................................... 22
4.1. Modelo logístico................................................................................................................... 23
4.2. Avaliação de custos .............................................................................................................. 25
4.3. Emissões de GEE .................................................................................................................. 27
5. Considerações finais ................................................................................................ 32
6. Anexo ...................................................................................................................... 33
Referências ..................................................................................................................... 35
Lista de Ilustrações
Figura 1 - Possíveis etapas da cadeia do GNC ........................................................................................ 8
Figura 2 - Sistema modular Microbox™ da empresa GALILEO .............................................................. 9
Figura 3 - Carreta (módulo e rodante) e cavalo para transporte de GNC ........................................... 10
Figura 4 - Detalhe de tipos de cilindros para transporte de GNC ........................................................ 11
Figura 5 - Carreta tipo 4 da Hexagon Agility (Mobile Pipeline® TITAN) ............................................... 11
Figura 6 - Esquema de carregamento dos reboques da Galileo .......................................................... 12
Figura 7 - Diagrama de diferentes aplicações em pontos de entrega de GNC .................................... 13
Figura 8 - Funções de custos unitários estimadas para o modal rodoviário ....................................... 17
Figura 9 - Planta de Biometano da Gás Verde em Seropédica/RJ ....................................................... 19
Figura 10 - Dispersão geográfica da capacidade instalada de plantas biogás no Brasil ...................... 21
Figura 11 - Logística de distribuição de biometano ............................................................................. 21
Figura 12 - Carretas Tipo 1 com 11 tubulões descarregando GNC em um cliente industrial ............. 23
Figura 13 - Esquema da logística de transporte de GNC do estudo de caso ....................................... 24
Figura 14 - Custos unitários para a logística de GNC por caminhões. ................................................. 26
Figura 15 - Emissões totais de CO
2
da logística - motorização a diesel (tCO
2
/ano) ............................ 30
Figura 16 - Emissões unitárias de CO
2
dos cavalos motorizados a diesel e a biometano. .................. 31
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Tipos de cilindro de GNC ..................................................................................................... 10
Tabela 2 - Especificações da Mobile Pipeline® TITAN.......................................................................... 12
Tabela 3 - Custos relacionados ao GNC (US$/MMBtu)
1
...................................................................... 16
Tabela 4 - Coeficientes das funções de custos de tratamento, compressão e entrega ...................... 17
Tabela 5 - Resultado do modelo logístico ............................................................................................ 25
Tabela 6 - Coeficientes das funções de custos de transporte ............................................................. 26
Tabela 7 - Parâmetros para estimativas das emissões de CO
2
............................................................ 27
Tabela 8 - Parâmetros para cálculo da energia requerida pelo compressor....................................... 28
Tabela 9 - Parâmetros para estimativa das emissões de CO
2
dos compressores ................................ 29
Tabela 10 - Quantidade de viagens de ida ou volta em função da distância entre planta de biometano
e hub e volume de biometano transportado ....................................................................................... 29
Tabela 11 - Emissões dos compressores para o carregamento e descarregamento em função do
volume comprimido ............................................................................................................................. 30
Tabela 12 - Coeficientes das funções de custos unitários para o transporte rodoviário de GNC ....... 34
7
1. Introdução
No horizonte decenal, há uma estimativa de que a produção líquida do gás natural no Brasil quase dobre,
chegando a um volume de 127 milhões de m³/dia em 2035 (EPE, 2026), em decorrência, principalmente, dos
campos do Pré-Sal. A implementação de gasodutos de escoamento, conforme indicado nos estudos de
planejamento para o setor de gás natural (EPE, 2024a), permitirá que esse gás chegue em terra e, após ser
processado, tenha acesso a mercados por meio de diferentes modais logísticos. O modal mais adequado irá
depender, principalmente, da localização da demanda, existência prévia de infraestrutura e volume de gás a ser
transportado.
O Brasil atualmente possui 9.561 km de gasodutos de transporte, majoritariamente localizados na costa,
capazes de transportar grandes volumes de gás natural (EPE, 2026). Onde essa infraestrutura não se faz
presente, alternativas como o transporte via gás natural liquefeito (GNL) ou mesmo na forma de gás natural
comprido (GNC) se mostram opções viáveis para que o gás possa chegar à demanda. A EPE tem estudado
diversas formas de aproveitamento e de transporte desse gás há anos, com publicação em 2020 das Notas
Técnicas de Monetização do Gás Natural Onshore e Offshore e em 2022 da Nota Técnica sobre o GNL de
Pequena Escala.
A presente nota técnica surge em continuidade a esses estudos e busca trazer informações para a
sociedade sobre o funcionamento do transporte de gás em sua forma comprimida, com foco no transporte
rodoviário por caminhões, abordando principalmente os aspectos logísticos, econômicos e relacionados às
emissões de gases do efeito estufa (GEE) desse modal. Nesse sentido, foi desenvolvida ampla pesquisa
bibliográfica, conversa com os agentes e visitas a campo para reunir neste documento as informações mais
atualizadas sobre o GNC e suas aplicações potenciais no mercado brasileiro de gás natural e biometano.
A abertura do mercado de gás natural no Brasil avançou desde a regulamentação da Lei do Gás
(Lei Nº 14.134/2021; Decreto Nº 10.712/2021 e Decreto Nº 12.153/2024), inclusive pelo fortalecimento de
diretrizes e medidas voltadas à regulação e ao planejamento do setor. Além dos objetivos de incentivar
investimentos e promover modicidade tarifária, o marco legal do gás no Brasil evoluiu no aspecto de integração
do biometano à infraestrutura de gás natural. Oportunidades para projetos de aproveitamento de resíduos
visando a produção de biometano também foram fortalecidas com a regulamentação do Programa Nacional de
Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano, por meio da
Lei N° 14.993/2024 e do Decreto Nº 12.614/2025.
O Brasil possui um potencial significativo de produção de biometano a partir de resíduos agropecuários,
industriais e de saneamento. Algumas características atreladas às matérias-primas, sua disposição e localização
da produção, tornam necessária uma avaliação específica para o seu aproveitamento em projetos de produção
de biogás, de purificação para obtenção do biometano e de escoamento e conexão dos eventuais excedentes
após os consumos internos nas plantas.
Por outro lado, a demanda pelo gás de origem renovável decorrente de medidas de descarbonização das
indústrias e de políticas nacionais corroboram a necessidade de avaliações técnicas, econômicas e ambientais
de soluções que viabilizem a expansão do biometano no Brasil. Nesse sentido, o GNC se apresenta como uma
alternativa para a movimentação do biometano em pequena escala, visando o escoamento da produção até os
pontos de demanda e sua eventual conexão com as infraestruturas de gás natural.
Esta nota técnica tem como objetivo abordar os principais aspectos para avaliação conceitual de projetos
de GNC no Brasil em termos de logística, custos e emissões de GEE. Após esta primeira seção introdutória, na
segunda seção, serão descritas as etapas da cadeia de GNC e suas tecnologias, bem como alguns dos seus
aspectos ambientais e de custos. Na terceira seção, serão apresentados modelos de negócio de GNC no Brasil,
trazendo o destaque para o desenvolvimento dos projetos de biometano. Em seguida, um estudo de caso é
proposto com o intuito de aplicar as metodologias propostas para análises da logística de GNC por caminhões,
dos custos e das emissões de GEE associadas a projetos de escoamento da produção de biometano até pontos
de consumo no Brasil.
8
2. Aspectos da cadeia do Gás Natural Comprimido
Esta seção tem o intuito de introduzir as etapas do processo de movimentação do gás natural na forma
de GNC, as tecnologias mais recentes de armazenamento e transporte, bem como a concepção logística geral,
desde a fonte de oferta até a entrega.
2.1. Etapas da cadeia
O Gás Natural Comprimido (GNC) é uma tecnologia para movimentação de gás a partir de um ponto de
oferta até um ponto de consumo ou de conexão à malha integrada. Trata-se de uma alternativa ao transporte
por gasoduto aplicada em pequenas escalas, principalmente para monetização de produção de gás em regiões
ainda não atendidas por rede de distribuição ou de transporte.
O GNC é uma tecnologia madura utilizada principalmente para transporte de gás natural especificado
cujas características geralmente são determinadas pelas exigências dos usuários finais ou pela regulamentação
vigente. A depender da fonte disponível, um pré-tratamento do gás é necessário antes da compressão para
acondicionamento. Assim, a cadeia do GNC pode ser descrita desde o processo de pré-tratamento, passando
para a compressão, transporte e entrega (Figura 1). No ponto de entrega, é comum ainda uma instalação de
armazenamento para garantia de abastecimento.
Figura 1 - Possíveis etapas da cadeia do GNC
Fonte: Elaboração própria
As principais atividades de um pré-tratamento incluem:
• Remoção de hidrocarbonetos pesados: para atender às especificações do gás, especialmente se ele
estiver associado ao petróleo, a remoção de etano, propano, butano (e outros mais pesados) pode ser
indispensável. Este passo é essencial para evitar a condensação durante o armazenamento do GNC;
• Remoção de contaminantes: como sulfeto de hidrogênio (H
2
S) e dióxido de carbono (CO
2
), que precisam
ser retirados da corrente de entrada. Em alguns casos, pode ser necessária a remoção de níveis
excessivos de nitrogênio (N
2
) por meio de tecnologias específicas, embora isso seja raro nos projetos
atuais;
• Desidratação: a remoção de água é crucial para a qualidade do gás.
O processo de compressão é uma etapa fundamental. Isso porque, para o processo de transporte
subsequente, por razões econômicas, é crucial maximizar o volume de gás sendo movimentado. Portanto,
idealmente, o gás deve ser transportado sob alta pressão. Geralmente, as pressões de transporte variam entre
100 e 250 bar, o que proporciona uma eficiência volumétrica
1
de 150:1 a 300:1. A razão de compressão
necessária para o GNC é influenciada por fatores como a pressão do gás na origem e a qualidade do gás.
Destaca-se que na compressão é possível o uso de diferentes tecnologias, como compressores acionados por
1
A eficiência volumétrica se refere a uma redução do volume ocupado pelo gás em condições atmosféricas.
pré-
tratamento
compressãotransporteentrega
9
motores elétricos (geralmente em regiões com facilidade de acesso à rede elétrica) ou compressores acionados
por motores a combustão (geralmente usados para operações em regiões remotas e sem acesso à rede
elétrica).
Nos processos de compressão de GNC, pode-se usar estações compactas e montadas sobre plataformas.
Tais unidades de compressão são sistemas modulares pré-fabricados que podem proporcionar economia no
tempo de construção. Um sistema modular desse tipo pode ser visualizado na Figura 2, que conta com um
compressor de gás recíproco, estação de regulagem de pressão, painel elétrico e um sistema de medição
disponibilizados em uma única unidade (GALILEO, 2026a).
Figura 2 - Sistema modular Microbox™ da empresa GALILEO
Fonte: GALILEO (2026a)
O transporte de GNC pode ser realizado por diferentes modais, a saber: rodoviário, ferroviário ou
aquaviário, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
2
. O modo
rodoviário é o mais aplicado no mundo, devido à possibilidade de maior acesso a áreas remotas ou
desconectadas de uma fonte de oferta de gás. A utilização do modal aquaviário, por meio de barcaças em
hidrovias e navios de cabotagem na costa marítima, por exemplo, ou do modal ferroviário, utilizando vagões
adaptados, é tecnicamente viável. Contudo, pouco se tem observado sobre a sua implementação prática e
menção na literatura (ENERSEA, 2026; KNUTSEN, 2026; TRS, 2025).
No modal rodoviário, o transporte do GNC é realizado por caminhões desde uma estação de compressão
até uma estação de descompressão do gás. Um caminhão é composto pela parte dianteira chamada de cavalo
mecânico, que é responsável por rebocar a parte traseira conectada a ele, chamada de carreta. Uma carreta
empregada no transporte de GNC é composta por um módulo, formado por uma estrutura metálica que contém
um conjunto de cilindros que armazenam o gás a ser transportado, e um rodante. A Figura 3 mostra uma carreta
com cilindros do tipo tubulão e um cavalo para o transporte de GNC.
2
Resolução ANP nº 973, de 26 de julho de 2024, que dispõe sobre requisitos e procedimentos para outorga de autorização das
atividades de acondicionamento e de movimentação de gás natural comprimido a granel por modais alternativos ao dutoviário, e
outras providências.
10
Figura 3 - Carreta (módulo e rodante) e cavalo para transporte de GNC
Fonte: Elaboração própria a partir de GASPROM (2025) e SCANIA (2026).
Existem várias tecnologias de cilindros já consolidadas para o modal rodoviário de transporte de GNC. Os
caminhões podem transportar cilindros de GNC do tipo 1, 2, 3 ou 4, conforme apresentado na Tabela 1.
Tabela 1 - Tipos de cilindro de GNC
3
TIPO ESPECIFICAÇÕES
1 Inteiro de metal (alumínio ou aço)
2
Alma de aço carbono reforçado com fibra de carbono ou fibra de vidro na região
cilíndrica
3
Alma de alumínio reforçado com fibra de carbono ou fibra de vidro na região
cilíndrica
4
Alma de Polipropileno de alta densidade, reforçado com fibra de carbono em toda
região externa do cilindro
Fonte: ABEGAS (2019); LUXFER (2026)
A Figura 4 mostra um detalhamento da extremidade dos quatro tipos de cilindros para transporte de GNC
em corte longitudinal.
3
Nos cilindros compostos para armazenamento e transporte de GNC, denomina-se alma (liner) o recipiente interno estanque,
metálico ou polimérico, responsável pela contenção do gás e pelo suporte estrutural ao enrolamento de fibras de reforço, conforme
definido nas normas ISO aplicáveis a cilindros de alta pressão.
módulo sobre rodante
cavalo mecânico
11
Figura 4 - Detalhe de tipos de cilindros para transporte de GNC
Fonte: ABEGAS (2019); LUXFER (2026)
O estado-da-arte em transporte de GNC via carretas acontece por meio de cilindros do tipo 4, como pode
ser visto na Figura 5. Esse tipo apresenta os maiores cilindros disponíveis no mundo, feitos de material
compósito e são oferecidos em múltiplas configurações, como pode ser visualizado na Tabela 2, transportando
volumes que vão de cerca de 6.000 m³ até cerca de 14.000 m³. Como são cilindros mais robustos
estruturalmente, conseguem transportar gás em maior quantidade quando comparados aos demais, o que
pode oferecer vantagens em termos da relação custo-benefício a depender do projeto.
Figura 5 - Carreta tipo 4 da Hexagon Agility (Mobile Pipeline® TITAN)
Fonte: HEXAGON AGILITY (2025)
12
Tabela 2 - Especificações da Mobile Pipeline® TITAN
ESPECIFICAÇÕES TITAN 225 TITAN 340 TITAN 450 TITAN 510
Aprovações ABS / USDOT / Transport Canada
Quantidade de Tubos 2 3 4 4
Capacidade Hidráulica (litros) 21.190 31.780 42.372 47.904
Capacidade Nominal de Gás (m³) 6.346 9.520 12.693 14.371
Dimensões do Contêiner (m) 12,19 × 2,59 × 2,74 13,72 × 2,59 × 2,74
Peso aproximado do Contêiner - tara (kg) 8.983 11.229 14.197 15.939
Peso do Gás Natural (kg) 4.630 6.945 9.260 10.485
Peso Bruto do Módulo - com gás (kg) 13.613 18.174 23.458 26.475
Pressão Máxima de Operação (bar) 250
Pressão Máxima de Enchimento (bar) 310
Temperatura Ambiente de Operação (°C) -40 a 65
Temperatura Permitida do Gás (°C) -57 a 82
Modos de Transporte Permitidos rodoviário e marítimo
Fonte: HEXAGON AGILITY (2025)
Há também sistemas de transporte rodoviário de GNC utilizando carretas tipo reboque que carregam
contêineres contendo diversos cilindros (GALILEO, 2026b). Na Figura 6 pode ser visualizada uma carreta com
contêineres de capacidade entre 1.000 e 1.500 m
3
. Esse sistema permite a cada centro de consumo receber a
quantidade de contêineres necessária para atendimento da sua demanda diária de gás, possibilitando a redução
dos custos de transporte.
Figura 6 - Esquema de carregamento dos reboques da Galileo
Fonte: GALILEO (2026b)
Encerrando os processos da cadeia de GNC, após o transporte há o processo de entrega. Nesta etapa,
acontece o esvaziamento dos cilindros, aquecimento, descompressão e medição do gás, podendo ocorrer em
um ponto de conexão a um gasoduto, um ponto de concentração de volumes (hub) produzidos numa
determinada região (cluster) ou um cliente final. Diferentes instalações podem ser necessárias no ponto de
entrega, a depender da aplicação final do gás, principalmente em função da pressão requerida. Nos casos em
que o cliente necessita de gás entregue sob baixa pressão, pode ser utilizado um equipamento de redução e
controle de pressão. Para os usos demandantes de alta pressão, necessita-se de uma compressão adicional. A
Figura 7 ilustra essas instalações e outras existentes nas diferentes aplicações em pontos de entrega de GNC.
13
Figura 7 - Diagrama de diferentes aplicações em pontos de entrega de GNC
Fonte: Elaboração própria a partir de ULTRAGAZ (2024)
2.2. GNC e as emissões de GEE
É importante que as transições energéticas estejam alinhadas aos objetivos de sustentabilidade – isto é,
um equilíbrio ambiental, social e econômico no uso dos recursos para produção e consumo de energia. As
propostas de descarbonização dos sistemas energéticos no mundo avançam no sentido de reduzir a
dependência de combustíveis fósseis visando a redução das emissões de gases do efeito estufa (GEE) e a
mitigação das mudanças do clima.
Dessa forma, esta seção procura trazer informações a respeito das emissões potenciais de GEE durante o
transporte rodoviário de gás na forma comprimida. Além de contextualizar essas emissões, busca-se mostrar
os principais aspectos associados à identificação, contabilização e mitigação das emissões de GEE nesse tipo de
operação.
A avaliação de emissões de GEE torna-se fundamental em um contexto de necessidade de ações para
mitigar a mudança do clima, no sentido de evitar possíveis impactos que novos projetos podem trazer para a
sociedade. A pouca disponibilidade de dados públicos de qualidade sobre emissões de GEE é um desafio para a
análise de projetos no Brasil. Dessa forma, busca-se com essa seção discorrer sobre as melhores informações
disponíveis no setor e incentivar os agentes a desenvolverem estudos e compartilharem os dados disponíveis
sobre esse tipo de emissões. Pois, a partir de informações e dados técnicos disponibilizados, análises poderão
ser desenvolvidas no âmbito dos Planos Integrados de Infraestruturas de Gás Natural e de Biometano
4
, criando
um ciclo virtuoso de aprimoramento.
As emissões de GEE no transporte rodoviário de gás comprimido podem ir além daquelas decorrentes da
combustão do motor do cavalo. Também podem ocorrer emissões fugitivas ou de venting
5
, devido à
necessidade de alívio de pressão por questões de manutenção ou de segurança. Dessa forma, não somente o
CO
2
pode ser emitido no transporte, mas também outros gases causadores do efeito estufa, como o metano.
4
O Decreto nº 12.153/2024, de agosto de 2024, estabeleceu o Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e
Biometano (PNIIGB).
5
Processo de liberação intencional e controlada de gases, principalmente metano e outros hidrocarbonetos, diretamente para
a atmosfera, sem combustão.
14
Durante a fase de compressão para levar o gás da pressão em que é produzido até a pressão dos tubulões
de transporte (por exemplo, o biometano produzido nas usinas sucroenergéticas a 4 bar, aproximadamente
(Ardolino et al., 2021) para 250 bar (Gasprom, 2025)) pode haver emissões fugitivas de metano.
Adicionalmente, a operação dos compressores implica emissões de GEE. Nos compressores acionados por
motor elétrico, essas emissões estão relacionadas ao fator de emissão da rede elétrica, já em compressores
com motor a combustão, está associado ao combustível utilizado. O processo de conexão dos mangotes para
enchimento e descarregamento dos cilindros/tubulões também pode resultar em pequenos escapes do gás,
principalmente metano, porém ainda é difícil obter dados a respeito desses volumes.
Durante a fase de transporte rodoviário, o nível de emissões pode variar dependendo do tipo de
combustível utilizado pelos cavalos mecânicos. Para casos em que o motor é movido a óleo diesel, o fator de
emissão é de 62.985 kgCO
2
/TJ (IPCC, 2016), descontando as emissões de origem biogênica decorrentes da
adição de biodiesel (B15). Em motores movidos a gás natural, esse valor é mais baixo, 56.100 kgCO
2
/TJ (IPCC,
2016). Levando em consideração o desempenho do combustível, que para o diesel é de 2,6 km/L (IBTS, 2019) e
para o gás natural de 2,2 km/m
3
(Scania, 2026), isso resulta em cerca de 0,85 kgCO
2
/km para o óleo diesel e
0,7 kgCO
2
/km para o gás natural. Em motores a gás natural também há a opção de utilizar biometano e, nesse
caso, as emissões são semelhantes às do gás natural, por terem composições próximas. A principal diferença
entre o gás fóssil e o renovável está no carbono emitido pelo biometano, que é de origem biogênica, ou seja, é
originado de fontes biológicas recentes e, por isso, faz parte do ciclo natural do carbono e não adiciona emissões
à atmosfera.
Outro tipo de emissão potencial dos motores é o chamado methane slip, em que metano não queimado,
em motores a gás natural/biometano, é liberado para a atmosfera como resultado da combustão incompleta
do combustível, fuga do gás pela válvula de escape, ou mesmo fendas na câmara de combustão (Gold Standard,
2024).
Conforme ilustrado na Figura 7, a entrega do gás pode ocorrer em diferentes infraestruturas, como hubs
de gás, estações de redução e controle de pressão (quando os clientes são consumidores industriais) ou mesmo
em uma concessionária da rede local. O gás também pode ser entregue em unidades de pressurização, onde
ocorre o seu transvase, quando a aplicação se refere a postos de combustível em que a pressão de 250 bar é
mantida ou elevada para a pressão dos tanques de combustível dos veículos que abastecem no posto. Durante
o transvase do gás, é utilizado um fluido para empurrá-lo de dentro do cilindro e aumentar a pressão, e neste
caso emissões fugitivas de metano também podem ocorrer. Já nas unidades de redução e controle de pressão,
são necessárias etapas de aquecimento do gás por meio de trocadores de calor, que podem envolver uso do
gás natural para geração de energia térmica, o que também está associado às emissões da combustão.
Pode haver também emissões decorrentes de manutenção ou de emergências, que não acontecem no
dia a dia da operação e, por isso, ocorrem com menor frequência. Por exemplo, quando é necessária abertura
de alguma válvula durante o transporte por motivos de segurança operacional e assim a pressão nos cilindros
é aliviada, com liberação de gás na atmosfera; ou mesmo nas operações de preparação da carreta antes de ir
para requalificação, em que é preciso ventar o gás do interior dos cilindros para a atmosfera.
Assim, para que o transporte via GNC seja ambientalmente responsável em novos projetos, é
indispensável não apenas o conhecimento detalhado de suas emissões associadas, mas também a
implementação de sistemas robustos de monitoramento, quantificação e reporte ao longo de toda a cadeia
logística. Esse acompanhamento deve dar especial atenção às emissões de metano, devido ao seu elevado
potencial de aquecimento global. Além disso, é essencial a adoção de estratégias contínuas de mitigação,
incluindo a substituição por combustíveis de menor intensidade de carbono — como o biometano, biodiesel e
diesel verde, a realização sistemática de manutenção preventiva, detecção e reparo de vazamentos (LDAR
6
) e a
6
LDAR (Leak Detection and Repair): LDAR é o termo utilizado para o processo de identificação, quantificação e reparo de
vazamentos de emissões fugitivas, o que pode ser feito por meio da utilização de diferentes técnicas e equipamentos.
15
modernização de equipamentos. Em conjunto, essas medidas permitem não apenas reduzir o impacto climático
do transporte, mas também aumentar a eficiência operacional e a credibilidade ambiental dos projetos.
2.3. Custos do GNC
Diversos estudos da EPE contribuem para a avaliação dos custos envolvidos desde a produção até as
alternativas de movimentação do gás em pequena escala ou por meio de gasodutos. Esta seção traz uma visão
geral de informações disponíveis na literatura que podem servir como subsídio para estimar os custos da cadeia
do GNC.
Alternativas de transporte por gasoduto, GNL e GNC foram analisadas em estudos de viabilidade técnica
e econômica elaborados pela EPE (2020a, 2020b), visando à monetização do gás natural produzido em
ambientes onshore e offshore no Brasil. Nessas avaliações, os modais foram comparados com base em
premissas específicas – como volumes entre 100 mil m³/dia e 1 milhão de m³/dia, e distâncias de até 2.000 km
– permitindo identificar faixas distintas de competitividade para cada alternativa. Os resultados destacaram que
cada modal tende a se tornar mais vantajoso em determinadas combinações de volume e distância, o que
reforça seu papel complementar na expansão da oferta de gás no país. Além disso, evidenciou-se que o GNL e
o GNC apresentam particular relevância em cenários onde não existe infraestrutura de gasodutos e os volumes
disponíveis ainda não justificam investimentos de maior porte, tornando-os soluções estratégicas para viabilizar
o atendimento inicial a novos mercados.
As logísticas de GNC e GNL de pequena escala foram avaliadas em estudos da Tractebel (2015a, 2015b),
em termos de infraestrutura e custos de investimento e de operação e manutenção no transporte rodoviário e
aquaviário. Uma nota técnica com análises específicas para o GNL de pequena escala (EPE, 2022) apresentou
uma metodologia que permite estimar os custos unitários em função das vazões e distâncias percorridas no
transporte rodoviário e no aquaviário.
Especificamente sobre o biometano, os custos de investimento relacionados à produção e purificação do
biogás no setor sucroenergético são abordados na nota técnica sobre investimentos e custos operacionais e de
manutenção no setor de biocombustíveis, com estimativas de um índice de investimento (CAPEX, capital
expenditures) por unidade de capacidade da planta, expresso em R$ por Nm³/dia (EPE, 2024b).
A metodologia aplicada no Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte – PIG 2024 (EPE, 2025a) abordou
projetos de gasodutos para conexão do biometano à malha integrada, incluindo estimativas da oferta de
biometano, o dimensionamento dos dutos, seus custos de investimento, traçados e impactos socioambientais
e econômicos relacionados.
No PNIIGB (EPE, 2025b, 2025c), foram avaliados dois projetos para integração do biometano à
infraestrutura de gás natural, abrangendo o dimensionamento técnico, a análise socioambiental e os custos de
investimentos. Em termos de modelos de negócios, a movimentação do biometano por carretas de GNC foi
admitida para escoamento da produção do biometano até um hub. Enquanto o GNL de pequena escala foi
considerado em uma análise de sensibilidade sobre o transporte de maiores volumes concentrados entre um
hub e o gasoduto de transporte.
A seguir, as avaliações consideradas no presente estudo são apresentadas, visando o aprofundamento
sobre os custos do transporte rodoviário de GNC.
Os principais custos da cadeia do GNC foram divididos pela Tractebel (2015a) nas seguintes parcelas: (i)
pré-tratamento; (ii) compressão; (iii) transporte e (iv) entrega. O pré-tratamento é necessário em projetos de
aproveitamento a partir de um ponto de produção de gás natural não especificado. A etapa de compressão
inclui o carregamento do GNC especificado para o meio de transporte. A movimentação pode ser feita por
rodovias ou hidrovias até a estação de entrega, onde é feito o descarregamento e a descompressão do gás. Os
custos unitários foram dimensionados em relação à movimentação dos volumes de 3 e 10 milhões de pés
cúbicos por dia de gás natural (85 mil m
3
/dia e 283 mil m
3
/dia, respectivamente) a curtas e longas distâncias
16
por meio rodoviário ou aquaviário, conforme apresentados na Tabela 3 em valores atualizados para a data base
de janeiro de 2026.
Tabela 3 - Custos relacionados ao GNC (US$/MMBtu)
1
Item Curta distância
2
Longa distância
3
85 mil m
3
/dia 283 mil m
3
/dia 85 mil m
3
/dia 283 mil m
3
/dia
Tratamento do gás 0,58 0,29 0,58 0,29
Compressão 1,00 0,96 1,00 0,96
Transporte
Rodoviário 3,03 3,03 12,11 12,09
Aquaviário 4,13 3,30 8,84 7,18
Entrega 0,69 0,69 0,69 0,69
Total
Rodoviário 5,29 4,96 14,38 14,03
Aquaviário 6,39 5,24 11,11 9,12
Notas:
1
US$ (jan/2026).
2
Até 400 km para o modo rodoviário; entre 100 e 300 km para o
modo aquaviário.
3
Entre 1.200 e 1.600 km para o modo rodoviário; entre 1.000 e 1.500 km
para o modo aquaviário.
Fonte: Elaboração própria a partir de Tractebel (2015a).
Os custos unitários das etapas de pré-tratamento, compressão e entrega são considerados iguais para
uma mesma vazão de gás, independentemente da distância e do modo de transporte a ser utilizado no projeto,
pois trata-se de atividades estacionárias. O pré-tratamento e a compressão apresentam ganhos de escala para
maiores volumes processados de gás. Enquanto a operação de entrega não exibe ganho de escala pelo volume
de gás processado.
Como foi mostrado na Tabela 3, o transporte corresponde à maior parcela do custo total da cadeia do
GNC. Os custos no modal rodoviário são afetados principalmente pelo tipo de armazenamento de GNC
transportado pelos cavalos mecânicos (Tractebel, 2015a). Os custos para as instalações da estação de entrega
dependerão da aplicação do gás no ponto de entrega, podendo incluir compressores, unidades de redução e
controle de pressão, de estocagem e de medição, entre outras.
Os custos de transporte representam entre 50% e 90% dos custos totais da cadeia, que variam entre US$ 4
e US$ 15/MMBtu, com aumento acentuado de custo unitário para atendimento de longas distâncias. É
importante observar que o estudo da Tractebel (2015a) não demonstrou ganho de escala para volumes de gás
transportados por caminhões a curtas distâncias.
Destacam-se os custos mais baixos, entre US$ 4,50 e US$ 6,50/MMBtu, para as logísticas de GNC que
atendam demandas abaixo de 300 mil m
3
/dia a distâncias curtas. Essa competitividade também ocorre para as
correspondentes logísticas de GNL de pequena escala (EPE, 2022), estimadas entre US$ 8 e US$ 12,50/MMBtu
7
.
Fazendo uma comparação entre os estudos da Tractebel (2015a, 2015b), para distâncias longas, os custos
do GNC também são mais baixos em relação ao GNL de pequena escala, exceto na vazão de 283 mil m
3
/dia
transportada por caminhões, para a qual o GNL tem custo unitário de US$ 13,82/MMBtu
8
, abaixo dos
US$ 14,03/MMBtu do GNC.
Nesta nota técnica, os custos de cada etapa foram avaliados de modo econométrico e paramétrico em
relação aos volumes de suprimento e às distâncias entre os pontos de oferta e de demanda. Foram obtidas
relações de custos unitários para diferentes vazões e distâncias percorridas, que podem ser expressas por
funções de potência com a forma da Equação 1:
7
Valores atualizados para a data base de janeiro de 2026.
8
Atualizado para a data base de janeiro de 2026.
17
Custo
(
d,V
)
=a
Trat
×V
b
Trat
+a
C
×V
b
C
+a
i
×d×V
b
i
+a
E
×V
b
E
Equação 1
Onde:
Custo (d, V) – Custo unitário para tratamento, compressão, transporte e entrega de GNC (US$/MMBtu).
d – Distância entre o ponto de carregamento de GNC e o ponto de entrega (km).
V – Volume de GNC transportado (mil m
3
/d).
a
Trat
e b
Trat
– Coeficientes para função de custo de pré-tratamento de volumes “V”.
a
C
e b
C
– Coeficientes para função de custo de compressão de volumes “V”.
a
i
e b
i
– Coeficientes para funções de custo de transporte de volumes “V” a distâncias “d”; 푖∈푁.
a
E
e b
E
– Coeficientes para função de custo de entrega de volumes “V”.
Os coeficientes que permitem aproximar as relações de custos da Equação 1 podem ser obtidos por
ajustes das potências para capacidades e distâncias parametrizadas.
A Tabela 4 exibe os coeficientes estimados para as operações estacionárias de pré-tratamento,
compressão e entrega, que não dependem das distâncias percorridas. Portanto, seus respectivos coeficientes
a
Trat
, b
Trat
, a
C
, b
C
, a
E
e b
E
são constantes.
Tabela 4 - Coeficientes das funções de custos de tratamento, compressão e entrega
a
Trat
b
Trat
a
C
b
C
a
E
b
E
7,45152 -0,57572 1,17194 -0,03485 0,68756 0
Fonte: Elaboração própria
Os coeficientes para as relações de custos do transporte rodoviário podem ser estimados a cada 10 km,
conforme exibido na Tabela 12 do Anexo. Somando-se as quatro parcelas de custos da Equação 1, obtém-se o
comportamento dos custos unitários totais para o transporte de GNC, conforme exibido na Figura 8.
Figura 8 - Funções de custos unitários estimadas para o modal rodoviário
Fonte: Elaboração própria
18
Nesta figura foram exibidas relações de custos unitários correspondentes às capacidades de até
1.000 mil m
3
/dia para cada 10 km de distância, conforme a parametrização realizada neste estudo. Essas
relações estão representadas pelos pares de pontos coloridos até a distância de 1.600 km.
Dentre as funções de custos representadas pelos pares de pontos, algumas tiveram sua tendência
destacada pelas linhas pontilhadas. Dentro do intervalo de curtas distâncias, isto é, até 400 km, as funções de
custos unitários são equivalentes (apenas uma foi exibida), uma vez que não há ganhos de escala na etapa de
transporte por caminhões a curtas distâncias. No geral, as reduções de custos unitários exibidas nas funções
são decorrentes principalmente dos ganhos de escala mais significativos no pré-tratamento do gás. Os ganhos
de escala são marginais na etapa de compressão e inexistentes na etapa de entrega. Para as demais faixas de
distâncias, os níveis de custos são mais elevados uma vez que a operação logística do transporte de GNC se
torna mais complexa.
3. Aplicabilidade do GNC no Brasil
Esta seção se propõe a expor as principais características relacionadas à aplicabilidade da logística de
pequena escala no Brasil, especialmente o GNC. O País possui características que o posicionam em um cenário
propício para fazer uso desse meio logístico: elevado potencial de oferta disperso pelo território nacional, como
por exemplo o biometano e as reservas onshore, grande capilaridade rodoviária e potencial de demanda em
diversas regiões.
3.1. O contexto da logística de pequena escala
O Brasil é um país com dimensões continentais, sendo o quinto maior do mundo em extensão territorial,
com uma hidrografia favorável, e ainda assim o país não possui os modos de transporte ferroviários e
hidroviários bem desenvolvidos no seu interior. O modo de transporte mais utilizado no Brasil é o rodoviário
que conta com uma boa capilaridade de vias ao longo de toda a sua extensão territorial, embora elas nem
sempre sejam pavimentadas ou em condições boas de tráfego. Nessas condições, dentre as formas de
transportar GNC, entende-se que o modo rodoviário seja o mais indicado para alcançar os diferentes mercados
regionais, com exceção de regiões de selva.
No modal rodoviário, o cavalo mecânico pode ser movido por diferentes tipos de combustíveis, dentre
eles: diesel, Gás Natural Veicular
9
(GNV) ou GNL. O diesel é o combustível dominante na frota nacional de
caminhões e a que possui maior rede de abastecimento no país (EPE, 2023). Contudo, é também, dentre os
combustíveis citados, o mais poluente. O interesse no atributo ambiental do gás natural por diversas empresas
pode ser um fator que contribua para a escolha do combustível a ser utilizado por caminhões em uma
determinada logística, o que pode levar a uma maior penetração daqueles menos poluentes.
Dentro do contexto dos caminhões movidos a gás natural, os tanques de GNL apresentam maior
complexidade tecnológica em comparação aos cilindros de GNV, uma vez que envolvem operação em condições
criogênicas e requerem isolamento térmico a vácuo, o que tende a elevar os custos de manutenção e a
necessidade de serviços especializados. No contexto brasileiro, a adoção do GNL em transporte rodoviário
também é limitada pela reduzida disponibilidade de infraestrutura de abastecimento, ainda majoritariamente
associada a projetos dedicados e frotas cativas, em contraste com a rede mais difundida de GNV (EPE, 2023;
ANP, 2025). Essa limitação estrutural, aliada à menor padronização e escala do mercado, impacta
negativamente a liquidez e a atratividade comercial dos veículos movidos a GNL no mercado secundário,
refletindo o estágio ainda incipiente dessa tecnologia no país (IEA, 2024).
9
O GNV é o gás natural armazenado no estado gasoso sob alta pressão em cilindros, destinado a propulsão de veículos. Dessa
forma, também pode ser considerado como um tipo de GNC
19
Do ponto de vista de logísticas de pequenas escalas, diversos estudos têm avaliado o GNC e o GNL como
alternativas ao transporte dutoviário de gás natural (World Bank, 2021; EPE, 2020a, 2020b, 2022; Tractebel,
2015a, 2015b; Bendezú, 2009). No Brasil, a movimentação de GNC e GNL a granel, por modos de transporte
alternativos ao dutoviário foi regulamentada pela ANP (2024a, 2024b).
No caso brasileiro, há casos que podem ser favorecidos pela adoção dessas soluções, como a produção
onshore de gás natural e a geração de biometano no interior do país, ambas dispersas geograficamente e, em
geral, distantes da malha de gasodutos. Nessas condições, os volumes disponíveis e as distâncias até os centros
de demanda frequentemente não viabilizam o uso de gasodutos. Assim, o GNL em pequena escala e o GNC se
apresentam como alternativas adequadas, cuja escolha depende, sobretudo, do volume a ser transportado e
da distância a ser percorrida.
Os campos onshore, muitas vezes, tem as suas viabilidades atreladas apenas ao modelo de negócio gas-
to-wire, ou seja, com termelétricas nas imediações do complexo de produção do gás natural com o objetivo de
gerar energia com o gás produzido e destinar à rede de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Contudo, a logística de transporte via GNC e GNL de pequena escala podem ser alternativas para direcionar
esses recursos para outros fins, como por exemplo o atendimento de demandas em mercados potenciais
distantes da malha integrada que não possuem acesso à oferta de gás. Já existem alternativas como estas no
País, como é o caso de soluções logísticas recentemente adotadas e em estudo pela Eneva em Parnaíba/MA e
em outras regiões do Norte e Nordeste. Contudo, há outras fronteiras exploratórias possíveis de aplicação dessa
logística que podem facilitar a viabilidade de projetos ao longo do interior, como na Bacia do Parecis e na Bacia
do São Francisco.
Em relação ao biometano, a sua produção vem crescendo ano a ano no Brasil impulsionada também pela
crescente preocupação da indústria na redução das suas emissões. O potencial de expansão do uso desse
recurso passa por diversificar alternativas de escoar essa produção de forma mais granular e descentralizada,
características essas que favorecem a utilização da logística de pequena escala. Já existem projetos de
biometano que são monetizados utilizando o transporte do gás via GNC por caminhões, como é o caso das
plantas de biometano de São Pedro da Aldeia/RJ, da MDC Energia (2026; Dr. Biogás, 2026), e de Seropédica/RJ
da Gás Verde, conectando consumidores industriais ao gás produzido em aterros sanitários (Figura 9).
Figura 9 - Planta de Biometano da Gás Verde em Seropédica/RJ
Fonte: GÁS VERDE (2026a)
20
Ainda sobre o GNC, este tem uma densidade energética menor que o GNL, mas o menor custo de capital
para suas instalações pode torná-lo uma opção atraente, especialmente para modelos logísticos com pequenos
volumes de gás. O volume e a distância podem variar de projeto a projeto e a logística pode ser diferente de
acordo com a tecnologia e o modelo de carreta empregado. Contudo, geralmente o GNC tende a ser mais
adequado para curtas distâncias de até 200 km e para pequenos volumes de até 150 mil m³/dia (Ultragaz, 2024;
EPE, 2020a; World Bank, 2021; Tractebel, 2015a; Bendezú, 2009). Em situações acima desses valores, o
transporte por caminhões se torna complexo devido ao número substancial de veículos necessários,
especialmente para longas distâncias, como também ao tamanho significativo das instalações de carga e
descarga necessárias. Isso pode aumentar a viabilidade de logísticas distintas, como o GNL de pequena escala
e, em alguns casos com volumes mais elevados, gasodutos.
Por fim, destaca-se que o GNC pode ser um grande aliado para destravar investimentos no Brasil visto as
características do País e as dificuldades de interiorização do gás natural e o melhor aproveitamento do
biometano. A logística, apesar de não transportar tanta energia quanto o GNL em pequena escala, tem
vantagens que podem ser mais apropriadas para determinados modelos de negócio e pelas condições das vias
terrestres do Brasil.
3.2. O contexto do biometano
O Brasil possui uma diversidade de resíduos orgânicos com potencial para aproveitamento para a
produção de combustíveis, inclusive o biometano. Setores como agricultura, industrial, ou mesmo cidades são
candidatos para terem as sobras de suas operações convertidas na versão renovável do gás natural. Apesar de
também emitir GEE durante sua combustão, o biometano é composto por carbono de origem biogênica, que
foi capturado da atmosfera e, dessa forma, as emissões diretas de GEE provenientes da combustão do
biometano fazem parte do ciclo do carbono e não elevam a concentração de GEE na atmosfera, o que traz um
benefício ambiental ao substituir os combustíveis fósseis. Outra vantagem ambiental do biometano é que sua
produção possibilita a conversão de resíduos, ou seja, de um material que sobra de processos produtivos e,
portanto, é uma alternativa para a destinação correta da matéria orgânica não utilizada, evitando contaminação
ambiental.
A possibilidade de substituição e compartilhamento de infraestruturas entre o gás natural e o biometano
é respaldada pelo Decreto nº 10.712, de 2 de junho de 2021, que regulamenta a Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021),
reforçando que o biometano e outros gases intercambiáveis com o gás natural terão tratamento regulatório
equivalente ao gás natural, desde que atendidas as especificações estabelecidas pela ANP. Além disso, o PNIIGB
traz a inclusão do biometano no planejamento das infraestruturas de gás natural. No entanto, para que o
potencial e as vantagens ambientais sejam transformados em projetos concretos, ainda há um caminho a
percorrer.
A dispersão geográfica da produção de resíduos impõe um desafio logístico para a cadeia de valor do
biometano, uma vez que o espalhamento da oferta dificulta as economias de escala que poderiam ser obtidas
com uma produção centralizada, em escalas industriais. Nesse sentido, a primeira edição do PNIIGB (EPE, 2025c)
apresentou projetos de pontos de recebimento de biometano (hub) e conexão à malha integrada de transporte
de gás natural. Os hubs representam um ponto de concentração de volumes produzidos numa determinada
região, cujo desenvolvimento considera um estágio inicial de mercado no qual os produtores movimentariam
o biometano até o hub por carretas de GNC ou gasodutos.
A Figura 10 mostra a dispersão geográfica da capacidade instalada de plantas de biogás no Brasil.
21
Figura 10 - Dispersão geográfica da capacidade instalada de plantas biogás no Brasil
Fonte: CIBiogás (2024)
No PIG 2024 (EPE, 2025a) a inserção do biometano na infraestrutura de gás natural foi abordada a partir
da avaliação de dois gasodutos de transporte para volumes acima de 200 mil m
3
/dia. Contudo, a construção de
gasodutos a partir das unidades produtoras de biometano enfrenta desafios para viabilidade econômica.
Além disso, para pequenos volumes, a opção de liquefazer o biometano para transportá-lo costuma fazer
sentido somente para distâncias longas, conforme discutido anteriormente. Em contrapartida, a alternativa
logística que se apresenta mais relevante no contexto do biometano é o transporte rodoviário do gás na forma
comprimida. O modal rodoviário para distribuição de biometano via rodízio de carretas é uma modalidade
viável para pequenas distâncias e vem ganhando tração no Brasil. A Figura 11 mostra uma ilustração da logística
para distribuição de biometano com cavalos mecânicos movidos também por biometano.
Figura 11 - Logística de distribuição de biometano
Fonte: GÁS VERDE (2026b)
22
Dentro das iniciativas para a expansão do biometano no Brasil, o Programa Nacional de Descarbonização
do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano, instituído pela Lei nº 14.993, de outubro
de 2024, tem como objetivo estimular a pesquisa, a produção, a comercialização e o uso do biometano e do
biogás na matriz energética brasileira com vistas à descarbonização do setor de gás natural. O Conselho
Nacional de Política Energética (CNPE) definirá metas anuais para redução da emissão de gases do efeito estufa
pelo setor de gás natural por meio do uso do biometano. A ANP definirá os agentes obrigados ao cumprimento
das metas, que poderão comprová-lo pela compra ou utilização de biometano no ano civil ou pelo registro anual
da aquisição de Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB)
10
.
4. Estudo de Caso
Esta seção apresenta um estudo de caso dedicado à avaliação logística, econômica e ambiental da
movimentação de biometano na forma de Gás Natural Comprimido (GNC). O objetivo é oferecer uma visão
integrada sobre os principais elementos que influenciam a viabilidade logística do biometano, tanto técnica e
econômica, quanto ambiental, considerando o contexto de expansão das alternativas renováveis no setor
energético e a necessidade de soluções flexíveis para suprimento descentralizado. Ao longo do estudo, busca‑se
compreender como variáveis operacionais, especialmente distância de transporte e volume diário entregue,
impactam num sistema de distribuição via GNC.
Baseado nos estudos de potencial de produção de biometano no Brasil e de competitividade de
alternativas de transporte de gás no país (EPE, 2025c, 2020a), foram identificadas faixas de volumes de gás que
se enquadram para o transporte rodoviário de GNC por meio de operações logísticas operacionalmente factíveis
e não excessivamente complexas.
O estudo parte da premissa de que o gás é comprimido no local de suprimento de biometano, que pode
ser uma planta de produção. A partir desse ponto de oferta, o biometano é movimentado por meio de uma
logística de transporte rodoviário em carretas de GNC até o ponto de entrega, que pode incluir indústrias, ou
mesmo pontos de recebimento de uma malha de distribuição ou de transporte, ou um hub que concentra
volumes provenientes de diferentes unidades produtoras de uma região, entre outras possibilidades.
Na primeira parte dessa seção, é realizado o dimensionamento logístico do transporte do biometano,
abrangendo diferentes cenários que variam desde curtas distâncias até aproximadamente 100 km, e volumes
que alcançam até 26 mil m³/dia. Essa etapa envolve a definição das frotas necessárias, com base em estimativas
dos ciclos de carregamento e descarregamento, bem como a quantificação da infraestrutura de apoio. O
propósito é caracterizar o esforço logístico associado a cada combinação de distância e volume, estabelecendo
o pano de fundo para as análises de custo e de emissões de GEE subsequentes.
Na segunda e na terceira partes, o estudo avança para uma avaliação dos custos e das emissões de GEE
associadas ao processo logístico. Primeiramente, é aplicado um modelo econômico que estima o custo unitário
do GNC entregue, expresso em US$/MMBtu, a partir de uma equação que utiliza o volume transportado e a
distância percorrida como variáveis principais. Em seguida, são analisadas as emissões de GEE resultantes da
operação, incluindo emissões dos compressores e dos veículos utilizados na logística.
10
Conforme disposto na Lei N° 14.993/2024, o CGOB é considerado um certificado de rastreabilidade lastreado em volume de
biometano produzido e comercializado pelo produtor de biocombustível, emitido por agente certificador de origem credenciado pela
ANP, que atesta as características do processo produtivo e que deve incluir, pelo menos, a origem do insumo para produção do
biometano e a localização da produção, além de outros itens dispostos em regulamento.
23
4.1. Modelo logístico
O modelo logístico foi desenvolvido com o objetivo de dimensionar a frota necessária de cavalos
mecânicos e carretas para o transporte de diferentes volumes de GNC entre um fornecedor de biometano e um
ponto de entrega.
No que se refere à configuração dos veículos, considerou-se a utilização de cavalos mecânicos de três
eixos com propulsão a GNV/biometano, com autonomia mínima de 250 km por abastecimento
11
, acoplados a
carretas do Tipo 1, compostas por 11 tubulões (Figura 12). Essas carretas apresentam capacidade nominal de
transporte de aproximadamente 7.500 m³ de GNC pressurizado a 250 bar. Entretanto, para fins de modelagem,
adotou-se uma capacidade operacional de 6.500 m³ por carreta, em razão de margens de segurança associadas
às condições de transporte e às variações de temperatura, que podem provocar dilatação do gás armazenado
nos cilindros.
Figura 12 - Carretas Tipo 1 com 11 tubulões descarregando GNC em um cliente industrial
Fonte: Foto de visita técnica da EPE em projetos da Ultragaz
A modelagem também considerou diferentes distâncias entre o ponto de carregamento do biometano e
o ponto de entrega, mantendo-se como premissa que o reabastecimento do cavalo mecânico ocorre
exclusivamente no ponto de origem do biometano. Dessa forma, as distâncias analisadas foram limitadas pela
autonomia mínima do veículo, de modo a garantir a realização segura do trajeto de ida e volta. Considerando a
autonomia de 250 km por abastecimento, foram simuladas distâncias de até aproximadamente 100 km entre
os pontos de carregamento e entrega.
O número de baias de carregamento e descarregamento foi tratado como variável do modelo, uma vez
que o aumento dessa infraestrutura tende a reduzir a complexidade operacional da logística, ainda que implique
11
Como base para essa informação, foi considerado um motor ciclo Otto 100% a gás (GNV/Biometano) fabricado pela Scania,
alimentado por 8 cilindros de 95 litros cada, cuja autonomia varia entre 250 e 400 km, a depender da aplicação, da topografia, das
condições de tráfego, do nível de carregamento, do perfil de condução, das condições climáticas, entre outros fatores (Scania, 2026).
Nesta seção, optou-se pela adoção do valor mínimo de autonomia, por se tratar de uma abordagem mais conservadora, de modo a
contemplar o cenário mais desfavorável associado aos fatores mencionados.
24
maiores custos de investimento. Adicionalmente, foi assumido que o sistema opera de forma contínua, 24 horas
por dia e sete dias por semana, de modo que os volumes analisados no modelo correspondem à quantidade
total entregue ao longo de um período de 24 horas.
No que se refere aos tempos operacionais, adotou-se uma vazão de carregamento e descarregamento de
1.000 m³/h. Nessas condições, o carregamento ou descarregamento completo de uma carreta com capacidade
operacional de 6.500 m³ resulta em um tempo aproximado de 6 horas e 30 minutos para cada processo.
Também foi considerada uma velocidade média de deslocamento de 70 km/h para os caminhões ao longo do
percurso. Embora se reconheça que esse parâmetro possa variar em função de condições meteorológicas, de
tráfego e do estado de conservação das vias, o valor adotado representa uma aproximação adequada para fins
de modelagem logística.
Com base nesse conjunto de premissas, o dimensionamento da frota foi realizado para os seguintes
volumes de transporte diário: 6.500 m³/dia, 13.000 m³/dia, 19.500 m³/dia e 26.000 m³/dia. Para avaliar a
sensibilidade do modelo em relação à distância de transporte, foram consideradas separações entre os pontos
de carregamento e entrega de 17,5 km, 35 km, 70 km e 105 km. Esses valores adotados para volumes e
distâncias foram selecionados de forma a simplificar os cálculos e evitar a ocorrência de resultados fracionários
no dimensionamento da frota. A Figura 13 mostra um esquema de como se daria a logística de transporte do
GNC para este estudo de caso.
Figura 13 - Esquema da logística de transporte de GNC do estudo de caso
Fonte: Adaptado a partir de OpenAI (2026), gerado por DALL-E 3.
Os resultados da modelagem indicaram que as distâncias avaliadas, de até 105 km, não exerceram
impacto relevante sobre o dimensionamento da frota. Considerando a velocidade média adotada, os tempos
de deslocamento variaram entre 15 minutos e 1 hora e 30 minutos, valores que se mostraram pouco
significativos frente aos tempos de carregamento e descarregamento das carretas. Esses processos
representam os principais componentes do ciclo logístico, totalizando cerca de 13 horas por operação completa
de carga e descarga.
Além dos tempos operacionais, outro fator com influência direta sobre o dimensionamento da frota é o
número de baias disponíveis. Sempre que possível, busca-se evitar a ampliação excessiva dessa infraestrutura,
de modo a não elevar desnecessariamente os custos do projeto. Isso ocorre porque a expansão do número de
baias implica não apenas investimentos adicionais em equipamentos, mas também a necessidade de áreas
maiores nas instalações de carregamento e descarregamento.
25
Por fim, considerou-se a necessidade de incorporar veículos e infraestrutura sobressalentes para
cobertura de eventuais indisponibilidades operacionais ou atividades de manutenção. Ressalta-se que esses
ativos não permaneceriam necessariamente ociosos, podendo operar em regime de rodízio com os demais
equipamentos, contribuindo para reduzir o desgaste e distribuir de forma mais equilibrada as necessidades de
manutenção da frota.
Para cada cenário analisado, adotou-se a premissa de disponibilidade de um ativo crítico sobressalente
(uma carreta, um cavalo mecânico e uma baia) com exceção do caso correspondente ao transporte de
26.000 m³/dia, no qual foram consideradas duas carretas adicionais como fator de segurança operacional. Essa
decisão baseia-se no entendimento de que as carretas funcionam, na prática, como um estoque de gás no ponto
de consumo. Nesse contexto, a disponibilidade de apenas uma carreta adicional corresponderia a um estoque
equivalente a aproximadamente um quarto da demanda diária do cliente. Assim, optou-se por manter uma
relação de capacidade de contingência superior, de forma a garantir maior robustez operacional frente a
eventuais indisponibilidades logísticas.
Os resultados consolidados da modelagem logística são apresentados na Tabela 5.
Tabela 5 - Resultado do modelo logístico
Fonte: Elaboração própria
Ressalta-se que o número de percursos (ou ida ou volta) realizados por dia pelos caminhões (conjunto
cavalo mecânico + carreta) seria de 2, 4, 6 e 8, respectivamente para as entregas de 6.500, 13.000, 19.500 e
26.000 m³/dia. Esses números são uma das variáveis do modelo para estimar as emissões conforme
apresentadas na seção 4.3.
4.2. Avaliação de custos
As análises preliminares apresentadas na seção 2.3 apontam para o GNC como alternativa de integração
do biometano na infraestrutura de gás natural no Brasil. Caraterísticas específicas, como a distribuição
territorial do potencial do biocombustível e a localização da infraestrutura existente, sugerem a avaliação do
modal rodoviário para este estudo de caso, considerando-se os principais custos envolvidos.
Cada projeto apresenta características específicas a serem avaliadas, como por exemplo a origem do
biometano, a vazão demandada no uso final e a distância a ser percorrida. Por isso, a abordagem econômica
por custos unitários permite uma avaliação em nível conceitual. Os custos unitários para o modal rodoviário
apresentados na Tabela 3 foram então utilizados visando englobar as etapas da cadeia logística de GNC
transportado por caminhões. Consideram-se incluídos os custos de investimentos e operacionais para aquisição
da frota e dos equipamentos, o custo do combustível utilizado pelos caminhões, a contratação de motoristas,
os serviços e peças para manutenção da frota, entre outros.
Baseado no arranjo comercial típico atual para produção de biometano no Brasil, considera-se o
biocombustível especificado na saída da planta, disponível para compressão e transporte do GNC. Portanto,
neste estudo de caso, sobre a movimentação de biometano na forma de GNC, não foram incluídos os custos de
pré-tratamento, apresentados na Equação 1, uma vez que eles estariam associados aos custos de produção do
biometano. Assim, as funções de custos para o estudo de caso do biometano seguem conforme a Equação 2:
Custo
(
d,V
)
=a
C
×V
b
C
+a
i
×d×V
b
i
+a
E
×V
b
E
Equação 2
26
Os custos de compressão e entrega são estimados utilizando-se os coeficientes a
C
, b
C
, a
E
e b
E
apresentados
na Tabela 4, sendo independentes das distâncias percorridas. De modo que, a Equação 2 pode ser escrita
conforme abaixo.
Custo
(
d,V
)
=1,17194 × V
−0,03485
+a
i
× d × V
b
i
+0,68661
Equação 3
Os custos de transporte correspondentes às distâncias rodoviárias definidas para este estudo de caso são
obtidos com a aplicação dos respetivos coeficientes a
i
e b
i
exibidos na Tabela 6, para cada volume considerado.
Tabela 6 - Coeficientes das funções de custos de transporte
Coeficientes Distância (km)
17,5 35 70 105
a
i
0,1729 0,0864 0,0432 0,0288
b
i
0 0 0 0
Fonte: Elaboração própria
Os custos unitários totais para compressão, transporte do GNC e entrega dos volumes de biometano
analisados de 6.500 m³/dia, 13.000 m³/dia, 19.500 m³/dia e 26.000 m³/dia estão apresentados na Figura 14.
Estes custos não incluem o preço do biometano na origem e referem-se apenas às etapas de compressão,
transporte do GNC e entrega de gás natural descomprimido.
Figura 14 - Custos unitários para a logística de GNC por caminhões.
Fonte: Elaboração própria
Como as distâncias consideradas para o transporte por caminhões é abaixo de 400 km (17,5 km, 35 km,
70 km e 105 km), conforme explicado na seção 2.3, o custo unitário desta etapa é considerado constante para
cada logística considerada. Também não há ganho de escala nas operações de entrega do gás. Ganho de escala
é observado somente na etapa de compressão para as diferentes vazões avaliadas (6.500 m³/dia,
13.000 m³/dia, 19.500 m³/dia e 26.000 m³/dia), resultando em custos totais entre US$ 4,81 e US$ 4,76/MMBtu.
Ou seja, dentro da ordem de grandeza avaliada neste estudo de caso para o biometano no Brasil, o GNC
apresenta ganhos de escala apenas na compressão do gás, sendo que os custos unitários para transporte e
entrega são constantes. Alguns arranjos otimizados poderão ser obtidos a depender da logística e do modelo
de negócio desenvolvido para o projeto.
É importante ressaltar que os custos estimados são indicativos, uma vez que circunstâncias específicas
podem afetar a economicidade dos projetos, como por exemplo os desafios físicos e logísticos para instalações
e infraestrutura necessária ao desenvolvimento, elevados custos de mão de obra e as condições do ambiente
de negócios.
27
4.3. Emissões de GEE
Conforme descrito anteriormente, o estudo de caso foi desenvolvido considerando o transporte
rodoviário de biometano na forma de GNC desde um local de suprimento até um local de entrega hipotético,
que pode ser um hub, um gasoduto ou mesmo um cliente final. Nesse contexto, o biometano participa de duas
formas distintas na cadeia analisada: como combustível, alimentando os motores para a movimentação dos
cavalos; e como produto transportado, na forma comprimida nos cilindros, até o ponto de entrega.
Por uma limitação de disponibilidade de dados, foram consideradas somente as emissões de CO
2
resultantes da combustão dos energéticos utilizados nos motores dos cavalos e as emissões dos compressores
de biometano para carregamento dos cilindros e descarregamento no local de entrega (compressores
conectados à rede elétrica, com fator de emissão da rede associado).
Dessa forma, as emissões estimadas nesse estudo se referem a:
1. Emissões de CO
2
decorrentes da queima de diesel (bem como CO
2
biogênico do biodiesel na
mistura) em cavalo movido a diesel para transporte de biometano comprimido;
2. Emissões de CO
2
(biogênico) decorrentes da queima de biometano em cavalo movido a biometano
para transporte de biometano comprimido;
3. Emissões de CO
2
decorrentes da energia elétrica utilizada para acionamento de compressor nas
usinas produtoras de biometano para o carregamento dos cilindros;
4. Emissões de CO
2
decorrentes da energia elétrica utilizada para acionamento de compressor no
local de entrega para descarregamento de biometano residual nos cilindros.
Nota-se que como combustível propulsor do cavalo (processos 1 e 2) foi considerado não só o biometano,
como também o diesel (em mistura com biodiesel), para efeitos de comparação. Para as estimativas das
emissões anuais de CO
2
, em kgCO
2
/ano, referentes aos processos 1 e 2, foi utilizada a seguinte equação:
퐸
푐표푚푏
=
퐷
푑푒푠푡
퐴
푐표푚푏푢푠푡í푣푒푙
푥 휌
푐표푚푏
푥 푃퐶퐼
푐표푚푏
푥 푓
푐
푥 푓
푒푐표푚푏
푥 푇 푥 푂푝
Equação 4
Onde 퐷
푑푒푠푡
é a distância percorrida pelo cavalo em cada viagem (ida ou volta), em km; 퐴
푐표푚푏푢푠푡í푣푒푙
é a
autonomia do combustível, em km/L ou kg/m
3
; 휌
푐표푚푏
é a densidade do combustível, em kg/L ou kg/m
3
;
푃퐶퐼
푐표푚푏
é o poder calorífico inferior do combustível, em kcal/kg; 푓
푐
é o fator de conversão de kcal para TJ;
푓
푒푐표푚푏
é o fator de emissão do combustível, em kgCO
2
/TJ; 푇 é o número de viagens (ida ou volta) por dia e 푂푝
é o número de dias de operação por ano. Dessa forma, a equação traz a estimativa do volume de combustível
consumido anualmente nas viagens para transportar o biometano das plantas produtoras até o local de entrega
e utiliza o fator de emissão de CO
2
do combustível, associado aos respectivos fatores de conversão de unidades,
para a estimativa de emissões de CO
2
. A Tabela 7 mostra os parâmetros usados para o cálculo das estimativas
de emissões de combustão nos cavalos para as duas opções de motorização no transporte de biometano.
Tabela 7 - Parâmetros para estimativas das emissões de CO
2
Parâmetros Processo 1 (diesel) Processo 2 (biometano)
푨
풄풐풎풃풖풔풕í풗풆풍
1
2,6 km/L (IBTS, 2019) 2,2 km/m
3
(Scania, 2026)
푫
풅풆풔풕
17,5 km; 35 km; 70 km; 105 km 17,5 km; 35 km; 70 km; 105 km
흆
풄풐풎풃
0,85 kg/L 0,78 kg/m
3
푷푪푰
풄풐풎풃
10.100 kcal/kg 8.800 kcal/kg
풇
풄
1 kcal = 4,184*10
-9
TJ 1 kcal = 4,184*10
-9
TJ
28
Parâmetros Processo 1 (diesel) Processo 2 (biometano)
풇
풆풄풐풎풃
74.100 kg/TJ (IPCC, 2016) 56.100 kg/TJ (IPCC, 2016)
푻 2, 4, 6, 8 2, 4, 6, 8
푶풑 365 365
Nota:
1
Por simplificação, foi considerado que a carreta vazia e cheia consome a mesma quantidade de
combustível (mesma autonomia).
Fonte: Elaboração própria
Para o processo 1, foi considerada ainda a mistura de 15% de biodiesel, cuja queima não adiciona
emissões líquidas de CO
2
à atmosfera, devido à sua origem biogênica. Para a estimativa das emissões nos
processos 3 e 4, foi calculada primeiramente a energia requerida pelos compressores para depois se estimar as
emissões, por meio do fator de emissão da rede elétrica. A seguinte equação foi utilizada para o cálculo da
energia (kJ/kg) demandada pelos compressores (Argonne National Laboratory, 2016):
퐸푐=푍∗푅∗푇∗푁∗
1
η
∗
푘
푘−1
∗[
(
푃푡푎푟푔푒푡
푃푚푖푛
)
푘−1
푁∗푘
−1]
Equação 5
Onde:
퐸푐: energia requerida pelo compressor, em kJ/kg;
Z: fator de compressibilidade do biometano;
R: constante dos gases, em kJ/(kg*K);
T: temperatura de entrada do biometano, em K;
N: número de estágios do compressor;
η: eficiência isentrópica da compressão;
k: razão dos calores específicos à pressão e volume constantes;
P푡푎푟푔푒푡: pressão do biometano na saída do compressor, em bar;
P푚푖푛: pressão do biometano na entrada do compressor, em bar.
A Tabela 8 mostra os valores de parâmetros usados para os processos de compressão 3 e 4.
Tabela 8 - Parâmetros para cálculo da energia requerida pelo compressor
Parâmetros Valor
Z: fator de compressibilidade do biometano 0,992
R: constante dos gases, em kJ/(kg*K) 0,5
T: temperatura de entrada do biometano, em K 293
N: número de estágios do compressor 2
η: eficiência isentrópica da compressão; 0,8
k: razão dos calores específicos à pressão e volume constantes 1,27
Fonte: Elaboração própria
29
Para o processo 3, os valores de P푚푖푛 (pressão do biometano na entrada do compressor) e de P푡푎푟푔푒푡
(pressão do biometano na saída do compressor) foram considerados 4 e 250 bar, respectivamente, conforme
descrito na seção 2.2. Para o processo 4, esses valores foram de 20 e 100 bar
12
, respectivamente. Para as
estimativas das emissões anuais de CO
2
, em kgCO
2
/ano, referentes aos processos de compressão 3 e 4, foi
utilizada a seguinte equação:
퐸
푐표푚푝
=퐸
푐
푥 푓
푐푐
푥휌
푏푖표푚푒푡푎푛표
푥 푄
푏푖표푚푒푡푎푛표
푥 푓
푆퐼푁
푥 푂푝
Equação 6
Onde 푓
푐푐
é o fator de conversão de kJ para kWh; 휌
푏푖표푚푒푡푎푛표
é a densidade do biometano, em kg/m
3
;
푄
푏푖표푚푒푡푎푛표
é a vazão de biometano
13
, m
3
/dia;푓
푆퐼푁
é a média do fator de emissão de CO
2
do Sistema Interligado
Nacional (SIN) dos últimos cinco anos, em kgCO
2
/kWh; e 푂푝 é o número de dias por ano em que a operação é
realizada. A Tabela 9 mostra os parâmetros utilizados para estimar as emissões de CO
2
dos compressores.
Tabela 9 - Parâmetros para estimativa das emissões de CO
2
dos compressores
Parâmetros Valor
퐸푐 Dado pela Equação 5
풇
풄풄
1 kJ = 0,000277778 kWh
흆
풃풊풐풎풆풕풂풏풐
0,78 kg/m
3
푸
풃풊풐풎풆풕풂풏풐
6,5; 13; 19,5 e 26 mil m
3
/dia
풇
푺푰푵
0,449 kgCO
2
/kWh (MCTI, 2026)
푶풑 365
Fonte: Elaboração própria
O estudo de caso foi estruturado em 4 categorias de distância entre uma usina de biometano e o local de
entrega hipotético e 4 categorias de volume diário de biometano a ser transportado, que por sua vez, influencia
a quantidade de viagens das carretas com capacidade para 6.500 m³ abastecidas com biometano. Esses valores
foram calculados na seção 4.1 e são mostrados na Tabela 10.
Tabela 10 - Quantidade de viagens de ida ou volta em função da distância entre planta de biometano e hub e volume
de biometano transportado
Distância (km) Volume (m³/dia)
6.500 13.000 19.500 26.000
17,5 2 4 6 8
35 2 4 6 8
70 2 4 6 8
105 2 4 6 8
Fonte: Elaboração própria
12
No estudo de caso, não foi definida a natureza do ponto de entrega. No entanto, para exemplificação e desenvolvimento de
cálculos, a Ptarget do processo 4 foi considerada 100 bar, normalmente encontrada em gasodutos de transporte.
13
Apesar de o processo 4 se tratar da compressão do biometano residual nos cilindros, a vazão de biometano a ser comprimida
nesse processo foi considerada igual à vazão total de biometano transportado, para simplificação dos cálculos.
30
Como resultado, obtêm-se as emissões totais de CO₂ das fontes consideradas, tanto para o processo
realizado com cavalos movidos a biometano quanto com cavalos movidos a diesel. A Figura 15 mostra as
emissões consolidadas, ou seja, o CO
2
de compressores e da combustão no cavalo, para cada um dos arranjos
de distância e volume. Como as emissões de CO
2
da queima do biometano não aumentam a concentração de
CO
2
da atmosfera devido à sua origem renovável, somente as emissões da queima do diesel são mostradas,
somadas às emissões dos compressores.
Figura 15 - Emissões totais de CO
2
da logística - motorização a diesel (tCO
2
/ano)
Fonte: Elaboração própria
A partir da Figura 15, nota-se qualitativamente que as emissões crescem à medida que o volume de
biometano a ser transportado e a distância entre a planta de biometano e o local de entrega aumentam. Isso
acontece, principalmente, pelo aumento da energia requerida pelos compressores com o aumento da
quantidade de biometano a ser comprimida. Analogamente, maior é a emissão dos cavalos conforme a distância
entre a planta de biometano e o local de entrega aumentam, pois maior é o tempo de funcionamento dos
motores consumindo combustível.
Independentemente do combustível utilizado no cavalo, as emissões associadas à compressão — tanto
no carregamento quanto no descarregamento — são idênticas, uma vez que decorrem do consumo de energia
elétrica da rede pelos compressores. Além disso, essas emissões não variam com a distância percorrida,
dependendo apenas do volume de gás comprimido. A Tabela 11 mostra as emissões dos compressores para o
carregamento e descarregamento em função do volume comprimido.
Tabela 11 - Emissões dos compressores para o carregamento e descarregamento em função do volume comprimido
Volume
(mil m³/dia)
Emissões da compressão
(tCO
2
/ano)
Carregamento Descarregamento
6,5 217 73
13 434 147
19,5 651 220
26 868 293
Fonte: Elaboração própria
31
Para as distâncias e volumes considerados nesse estudo de caso, tem-se que as emissões decorrentes do
acionamento dos compressores elétricos, mostradas na Tabela 11, representam a maior parcela de emissões,
tanto para a logística de cavalo a diesel quanto de cavalo a biometano. A emissão na etapa de carregamento é
mais relevante do que a emissão no descarregamento por se tratar de maior diferencial de pressão no
enchimento dos cilindros, processo que eleva a pressão de 4 até 250 bar. Apesar de não serem emissões de CO
2
diretas, e sim de escopo 2, em que a queima de combustíveis ocorre em instalações externas ao processo, foi
importante considerar essa fonte emissora devido ao elevado gasto energético dos compressores.
A Figura 16 mostra uma comparação das emissões unitárias (emissões por unidade de biometano
comprimido transportado) dos cavalos motorizados a diesel e a biometano, com representação do CO
2
biogênico em tons de verde. As barras da esquerda de cada categoria de distância se referem ao cavalo movido
a diesel e as barras da direita, ao cavalo movido a biometano. Destaca-se que, para os valores adotados nesse
estudo de caso, as emissões unitárias mudam apenas em função da distância, não se alterando em função do
volume de gás transportado.
Figura 16 - Emissões unitárias de CO
2
dos cavalos motorizados a diesel e a biometano.
Nota: as emissões de CO
2
do biometano e do biodiesel são consideradas nulas no Inventário Nacional de Emissões e não
adicionam emissões líquidas de CO
2
à atmosfera.
Fonte: Elaboração própria
Em relação às emissões dos cavalos, percebe-se naturalmente um incremento da sua participação com o
aumento da distância percorrida, pois o maior tempo de funcionamento dos motores queimando combustível
resulta em mais emissões. É importante destacar a natureza biogênica do carbono emitido pelos cavalos
movidos a biometano, significando um fechamento do ciclo de carbono de um combustível renovável.
Vale ressaltar que as emissões de GEE aqui consideradas não são exaustivas e pode haver outras fontes
emissoras, assim como outros gases na cadeia do GNC, como o metano, conforme descrito na seção 2.2. Com
os dados disponíveis na literatura, foi possível analisar as emissões de CO
2
da compressão e da combustão no
cavalo, e entender o peso dessas etapas nas emissões totais consideradas. Os resultados mostraram a
relevância da etapa de compressão, mesmo para compressores elétricos abastecidos pelo SIN – que possui um
baixo fator de emissão, o que sugere uma avalição de fontes de energia alternativas para esse processo.
2
1%
32
5. Considerações finais
O presente estudo buscou oferecer uma visão abrangente do transporte de GNC no Brasil, abordando
desde os fundamentos técnicos do processo, como compressão, armazenamento e transporte, até uma análise
aplicada baseada em um estudo de caso. Ao longo do documento, foram descritas as tecnologias atualmente
disponíveis no mercado, com destaque para as carretas de maior capacidade de armazenamento, bem como
os avanços recentes voltados ao aumento de eficiência, segurança operacional e competitividade logística.
A avaliação das aplicabilidades do GNC no contexto brasileiro demonstrou que essa alternativa se
apresenta como uma solução relevante para suprimento em regiões não atendidas por gasodutos, contribuindo
para ampliar o alcance do gás natural em pequena e média escala. A comparação com o GNL de pequena escala
reforçou que o GNC ocupa nichos específicos, nos quais sua flexibilidade operacional, menor complexidade de
infraestrutura e custos iniciais reduzidos tendem a favorecer sua adoção.
O estudo também contextualizou o papel do GNC na integração e monetização de recursos e vocações
nacionais. A evolução recente do arcabouço regulatório do biometano, que busca incentivar sua produção e
uso, reforça a pertinência dessa modalidade de transporte como vetor para dinamizar projetos em regiões
agrícolas e dispersas geograficamente. Nesse sentido, o GNC surge como um elemento facilitador da inserção
do biometano na matriz energética, contribuindo para diversificação de fontes e redução de emissões.
Este contexto motivou o desenvolvimento de um estudo de caso focado em movimentar o biometano
através da logística de GNC, de modo a criar alguns cenários de logística de suprimento variando parâmetros
de distância e volume. A análise permitiu estimar os requisitos de frota, ciclos de operação e infraestrutura de
apoio, oferecendo subsídios para avaliar a atratividade operacional do modal. Em complemento, foi modelada
uma equação para estimativa de custos unitários de transporte via GNC, tendo como variáveis fundamentais a
distância e o volume transportado, o que possibilita a replicação dos resultados para outros contextos e escalas
de mercado.
Por fim, foram avaliadas as emissões de gases de efeito estufa associadas à cadeia do GNC, incluindo
emissões provenientes dos compressores e do transporte por caminhões. Esse exercício permitiu estimar as
emissões dos arranjos logísticos analisados e identificar as principais fontes emissoras. No entanto, a
indisponibilidade de dados limitou a análise às emissões de CO
2
.
É importante lembrar que desafios técnicos, condicionantes regionais e especificidades das plantas de
biometano podem afetar principalmente o CAPEX dos projetos de integração à infraestrutura de gás natural.
De modo que, os resultados sobre a logística, os custos e as emissões nos projetos de GNC apresentados neste
estudo são altamente propensos às customizações necessárias para atendimento das características específicas
de cada caso. Portanto, essas informações podem ser utilizadas mais adequadamente para balizamento de
avaliações preliminares em nível conceitual de projeto.
De forma geral, o estudo evidencia que o transporte de GNC pode desempenhar papel estratégico no
desenvolvimento do mercado de gás natural e do biometano no Brasil, ao oferecer uma alternativa logística
madura, flexível e capaz de apoiar a interiorização da oferta. Os resultados reforçam a aderência dessa solução
à expansão do mercado nacional, ao indicar a disponibilização de novas ofertas a custos logísticos relativamente
reduzidos em comparação a outros modais, bem como a formação e a ampliação de novos pontos de consumo
em mercados locais e regionais. Ademais, o transporte por GNC pode favorecer a integração progressiva do
biometano à indústria de gás, inclusive por meio de articulação com infraestruturas existentes, contribuindo
para a diversificação do suprimento e para a incorporação de cadeias energéticas com menor intensidade de
emissões.
33
6. Anexo
Coeficientes estimados para as funções de custo parametrizadas no estudo de caso, conforme
apresentado na seção 2.3:
Custo
(
d,V
)
=7,45152 × V
−0,57572
+1,17194 × V
−0,03485
+a
i
× d × V
b
i
+0,68661
Equação 7
Onde:
Custo (d, V) – Custo unitário para pré-tratamento, compressão, transporte e entrega de GNC (US$/MMBtu).
d – Distância entre o ponto de carregamento de GNC e o ponto de entrega (km).
V – Volume de GNC transportado (mil m
3
/d).
a
i
e b
i
– Coeficientes de ajuste para transporte de volumes “V” e distâncias “d” parametrizadas.
As funções dos custos de pré-tratamento, compressão e entrega independem da distância percorrida pois se
referem a operações estacionárias. Portanto, seus respectivos coeficientes a
Trat
, b
Trat
, a
C
, b
C
, a
E
e b
E
são
constantes.
Os coeficientes a
i
e b
i
para distâncias rodoviárias parametrizadas estão apresentados na Tabela 12.
Nota-se que os coeficientes b apresentam valores constantes dentro de determinadas faixas de distâncias
rodoviárias, pois eles representam o comportamento análogo aos custos unitários dos dados utilizados como
referências neste estudo de caso (Tractebel, 2015a).
34
Tabela 12 - Coeficientes das funções de custos unitários para o transporte rodoviário de GNC
d (km) a
i
b
i
d (km) a
i
b
i
d (km) a
i
b
i
d (km) a
i
b
i
d (km) a
i
b
i
10 0,302528 0,000000 330 0,009168 0,000000 650 0,008649 -0,000669 970 0,009639 -0,001562 1290 0,009470 -0,001888
20 0,151264 0,000000 340 0,008898 0,000000 660 0,008685 -0,000669 980 0,009665 -0,001562 1300 0,009398 -0,001888
30 0,100843 0,000000 350 0,008644 0,000000 670 0,008721 -0,000669 990 0,009692 -0,001562 1310 0,009326 -0,001888
40 0,075632 0,000000 360 0,008404 0,000000 680 0,008756 -0,000669 1000 0,009718 -0,001562 1320 0,009255 -0,001888
50 0,060506 0,000000 370 0,008176 0,000000 690 0,008790 -0,000669 1010 0,009745 -0,001562 1330 0,009186 -0,001888
60 0,050421 0,000000 380 0,007961 0,000000 700 0,008825 -0,000669 1020 0,009771 -0,001562 1340 0,009117 -0,001888
70 0,043218 0,000000 390 0,007757 0,000000 710 0,008858 -0,000669 1030 0,009796 -0,001562 1350 0,009050 -0,001888
80 0,037816 0,000000 400 0,007563 0,000000 720 0,008892 -0,000669 1040 0,009822 -0,001562 1360 0,008983 -0,001888
90 0,033614 0,000000 410 0,007636 -0,000669 730 0,008925 -0,000669 1050 0,009847 -0,001562 1370 0,008917 -0,001888
100 0,030253 0,000000 420 0,007686 -0,000669 740 0,008958 -0,000669 1060 0,009873 -0,001562 1380 0,008853 -0,001888
110 0,027503 0,000000 430 0,007735 -0,000669 750 0,008991 -0,000669 1070 0,009898 -0,001562 1390 0,008789 -0,001888
120 0,025211 0,000000 440 0,007783 -0,000669 760 0,009023 -0,000669 1080 0,009923 -0,001562 1400 0,008726 -0,001888
130 0,023271 0,000000 450 0,007830 -0,000669 770 0,009055 -0,000669 1090 0,009948 -0,001562 1410 0,008664 -0,001888
140 0,021609 0,000000 460 0,007877 -0,000669 780 0,009087 -0,000669 1100 0,009972 -0,001562 1420 0,008603 -0,001888
150 0,020169 0,000000 470 0,007923 -0,000669 790 0,009118 -0,000669 1110 0,009997 -0,001562 1430 0,008543 -0,001888
160 0,018908 0,000000 480 0,007968 -0,000669 800 0,009149 -0,000669 1120 0,010021 -0,001562 1440 0,008484 -0,001888
170 0,017796 0,000000 490 0,008013 -0,000669 810 0,009180 -0,001562 1130 0,010045 -0,001562 1450 0,008425 -0,001888
180 0,016807 0,000000 500 0,008057 -0,000669 820 0,009210 -0,001562 1140 0,010069 -0,001562 1460 0,008368 -0,001888
190 0,015923 0,000000 510 0,008100 -0,000669 830 0,009241 -0,001562 1150 0,010093 -0,001562 1470 0,008311 -0,001888
200 0,015126 0,000000 520 0,008143 -0,000669 840 0,009271 -0,001562 1160 0,010116 -0,001562 1480 0,008255 -0,001888
210 0,014406 0,000000 530 0,008185 -0,000669 850 0,009300 -0,001562 1170 0,010140 -0,001562 1490 0,008199 -0,001888
220 0,013751 0,000000 540 0,008226 -0,000669 860 0,009330 -0,001562 1180 0,010163 -0,001562 1500 0,008145 -0,001888
230 0,013153 0,000000 550 0,008267 -0,000669 870 0,009359 -0,001562 1190 0,010187 -0,001562 1510 0,008091 -0,001888
240 0,012605 0,000000 560 0,008308 -0,000669 880 0,009388 -0,001562 1200 0,010210 -0,001562 1520 0,008037 -0,001888
250 0,012101 0,000000 570 0,008347 -0,000669 890 0,009417 -0,001562 1210 0,010097 -0,001888 1530 0,007985 -0,001888
260 0,011636 0,000000 580 0,008387 -0,000669 900 0,009445 -0,001562 1220 0,010014 -0,001888 1540 0,007933 -0,001888
270 0,011205 0,000000 590 0,008426 -0,000669 910 0,009474 -0,001562 1230 0,009932 -0,001888 1550 0,007882 -0,001888
280 0,010805 0,000000 600 0,008464 -0,000669 920 0,009502 -0,001562 1240 0,009852 -0,001888 1560 0,007831 -0,001888
290 0,010432 0,000000 610 0,008502 -0,000669 930 0,009529 -0,001562 1250 0,009774 -0,001888 1570 0,007781 -0,001888
300 0,010084 0,000000 620 0,008540 -0,000669 940 0,009557 -0,001562 1260 0,009696 -0,001888 1580 0,007732 -0,001888
310 0,009759 0,000000 630 0,008577 -0,000669 950 0,009584 -0,001562 1270 0,009620 -0,001888 1590 0,007684 -0,001888
320 0,009454 0,000000 640 0,008613 -0,000669 960 0,009612 -0,001562 1280 0,009544 -0,001888 1600 0,007636 -0,001888
Fonte: Elaboração própria.
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NT - Transporte de Gás Natural Comprimido – Estudo de Caso do Biometano no Brasil
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