Carga SIN82.964 MW▲ 0,38%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,8%▼ 0,51%EAR SE/CO54,8%▼ 0,72%EAR Sul80,6%▼ 0,37%EAR NE63,6%▼ 0,93%EAR Norte65,6%▼ 0,91%ENA SIN154% MLT▼ 2,53%ENA SE/CO144% MLT▲ 2,13%ENA Sul234% MLT▼ 2,90%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%Carga SIN82.964 MW▲ 0,38%PLD MédioR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SE/COR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD SulR$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NER$ 57,31/MWh▼ 61,93%PLD NorteR$ 57,31/MWh▼ 61,93%EAR SIN58,8%▼ 0,51%EAR SE/CO54,8%▼ 0,72%EAR Sul80,6%▼ 0,37%EAR NE63,6%▼ 0,93%EAR Norte65,6%▼ 0,91%ENA SIN154% MLT▼ 2,53%ENA SE/CO144% MLT▲ 2,13%ENA Sul234% MLT▼ 2,90%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%
Hidráulica46.616 MW(56%)▲ 1,10%Térmica9.560 MW(12%)▲ 0,61%Eólica8.957 MW(11%)▼ 20,99%Solar16.476 MW(20%)▲ 14,78%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica46.616 MW(56%)▲ 1,10%Térmica9.560 MW(12%)▲ 0,61%Eólica8.957 MW(11%)▼ 20,99%Solar16.476 MW(20%)▲ 14,78%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica46.616 MW(56%)▲ 1,10%Térmica9.560 MW(12%)▲ 0,61%Eólica8.957 MW(11%)▼ 20,99%Solar16.476 MW(20%)▲ 14,78%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%
PETR4R$ 57,72▼ 3,28%PETR3R$ 64,50▼ 2,99%PRIO3R$ 69,96▼ 0,20%RECV3R$ 12,59▲ 0,72%VBBR3R$ 36,59▼ 0,16%UGPA3R$ 39,91▲ 1,29%RAIZ4R$ 0,44▲ 18,92%CSAN3R$ 5,34▲ 8,54%EGIE3R$ 31,29▼ 0,10%CMIG4R$ 11,86▲ 0,25%CPFE3R$ 50,88▲ 3,08%EQTL3R$ 50,13▲ 3,55%ENGI11R$ 68,57▲ 5,02%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 15,39▲ 3,85%ENEV3R$ 32,28▲ 2,48%TAEE11R$ 46,04▲ 3,32%ALUP11R$ 39,24▲ 2,03%LIGT3R$ 3,80▼ 0,52%PETR4R$ 57,72▼ 3,28%PETR3R$ 64,50▼ 2,99%PRIO3R$ 69,96▼ 0,20%RECV3R$ 12,59▲ 0,72%VBBR3R$ 36,59▼ 0,16%UGPA3R$ 39,91▲ 1,29%RAIZ4R$ 0,44▲ 18,92%CSAN3R$ 5,34▲ 8,54%EGIE3R$ 31,29▼ 0,10%CMIG4R$ 11,86▲ 0,25%CPFE3R$ 50,88▲ 3,08%EQTL3R$ 50,13▲ 3,55%ENGI11R$ 68,57▲ 5,02%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 15,39▲ 3,85%ENEV3R$ 32,28▲ 2,48%TAEE11R$ 46,04▲ 3,32%ALUP11R$ 39,24▲ 2,03%LIGT3R$ 3,80▼ 0,52%
BrentUS$ 108,45▼ 1,00%WTIUS$ 97,72▼ 5,73%Gás NaturalUS$ 2,97▼ 2,88%DólarR$ 5,01▼ 1,13%BrentUS$ 108,45▼ 1,00%WTIUS$ 97,72▼ 5,73%Gás NaturalUS$ 2,97▼ 2,88%DólarR$ 5,01▼ 1,13%BrentUS$ 108,45▼ 1,00%WTIUS$ 97,72▼ 5,73%Gás NaturalUS$ 2,97▼ 2,88%DólarR$ 5,01▼ 1,13%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

ANP adia audiência pública do Gas Release para 19 de novembro

A diretoria da ANP decidiu adiar a audiência pública que regulamenta o programa Gas Release, postergando a sessão de 21 de outubro para 19 de novembro de 2026. A mudança, formalizada por decisão colegiada, ocorre após a agência ter negado pedidos anteriores de prorrogação e altera o cronograma regulatório de um programa crucial para a abertura do mercado de gás natural.

20 de outubro de 2026 às 12:37Fonte oficial: ANPRedação Radar Energia

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) determinou o adiamento da Audiência Pública nº 16/2026, que discute a regulamentação do Programa de Redução da Concentração no Mercado de Gás Natural (Gas Release). A sessão, inicialmente agendada para 21 de outubro, foi postergada para 19 de novembro de 2026, conforme Decisão de Diretoria nº 814, de 19 de outubro de 2026, publicada no Diário Oficial da União nesta terça-feira (20).

O Gas Release é um instrumento previsto na Nova Lei do Gás (Lei 14.134/2021) que obriga a Petrobras a ofertar em leilão parte do gás que adquire de sócios e importa, com o objetivo de reduzir sua participação no mercado atacadista e estimular a concorrência. A decisão de adiar a audiência pública representa uma mudança na postura da agência, que em 25 de setembro havia negado pedidos de prorrogação da consulta pública do programa feitos pela Petrobras e pelo Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás (IBP). Os interessados em participar da audiência como ouvintes ou expositores têm até 5 de novembro para se inscrever.

O adiamento para 19 de novembro implica que a votação final da regulamentação ocorrerá após o término do mandato do diretor Fernando Moura, previsto para 9 de novembro, alterando a composição do colegiado da ANP. Essa mudança na diretoria introduz um fator de incerteza sobre as discussões e o resultado final da regulamentação, que visa reduzir o Índice de Herfindahl-Hirschman (HHI) do mercado atacadista não termelétrico para abaixo de 2.500 pontos até 2030, equivalente à liberação de cerca de 14% da demanda. Os primeiros leilões do programa estão previstos para 2027, com entregas a partir de 2028.

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