Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%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 SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%Carga SIN73.908 MW▼ 10,58%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 SIN58,9%▼ 0,34%EAR SE/CO55%▼ 0,36%EAR Sul80,7%▼ 0,25%EAR NE63,9%▼ 0,47%EAR Norte65,9%▼ 0,45%ENA SIN157% MLT▼ 0,63%ENA SE/CO143% MLT▲ 1,42%ENA Sul238% MLT▼ 1,24%ENA NE64% MLT▼ 1,54%ENA Norte42% MLT▼ 2,33%
Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%Hidráulica43.852 MW(59%)▼ 4,89%Térmica8.290 MW(11%)▼ 12,76%Eólica6.596 MW(9%)▼ 41,82%Solar13.815 MW(19%)▼ 3,76%Nuclear1.355 MW(2%)▲ 0,37%
PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%PETR4R$ 58,00▲ 1,12%PETR3R$ 64,54▲ 0,50%PRIO3R$ 71,00▲ 3,88%RECV3R$ 12,63▲ 3,27%VBBR3R$ 36,29▲ 0,11%UGPA3R$ 39,10▲ 1,19%RAIZ4R$ 0,39▲ 8,33%CSAN3R$ 5,11▲ 3,86%EGIE3R$ 30,65▼ 2,26%CMIG4R$ 11,61▼ 1,28%CPFE3R$ 49,40▼ 0,54%EQTL3R$ 48,56▲ 0,85%ENGI11R$ 66,05▲ 1,52%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 14,89▲ 0,27%ENEV3R$ 31,40▼ 0,06%TAEE11R$ 44,47▼ 0,40%ALUP11R$ 38,50▲ 0,34%LIGT3R$ 3,73▼ 2,86%
BrentUS$ 109,38▼ 0,16%WTIUS$ 98,40▼ 0,14%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 0,95%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,38▼ 0,16%WTIUS$ 98,40▼ 0,14%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 0,95%DólarR$ 5,04▼ 0,45%BrentUS$ 109,38▼ 0,16%WTIUS$ 98,40▼ 0,14%Gás NaturalUS$ 3,03▼ 0,95%DólarR$ 5,04▼ 0,45%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

ANP aprova corte de R$ 11 bi na base de remuneração de TAG e NTS em revisão tarifária

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou a redução de R$ 11 bilhões na base de remuneração da TAG e NTS para o ciclo tarifário 2026-2030, zerando a Base Regulatória de Ativos (BRA) de malhas legadas consideradas já amortizadas. A decisão, que visa a modicidade tarifária, enfrenta questionamentos judiciais por parte das transportadoras.

5 de outubro de 2026 às 09:34Fonte oficial: ABEGÁSRedação Radar Energia

A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou na última sexta-feira (02/10) a aplicação do Método do Capital Recuperado (RCM) para a valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e da Transportadora Associada de Gás (TAG), zerando a base para as malhas legadas Sudeste e Nordeste. A medida, que reduz em R$ 11 bilhões a base de remuneração inicialmente pleiteada pelas transportadoras para o ciclo tarifário 2026-2030, ocorre em meio à judicialização do processo de revisão tarifária, conforme informou a ABEGÁS.

A Superintendência de Infraestrutura e Movimentação (SIM) da ANP concluiu que os gasodutos que compõem os contratos Malha Sudeste (NTS) e Malha Nordeste (TAG) já foram 100% amortizados pelas receitas historicamente auferidas, o que justificou a fixação da BRA de abertura em R$ 0,00 para esses ativos legados. O cálculo, que emprega o RCM, visa evitar a dupla remuneração por ativos já recuperados. Para isso, a agência revisou contas, ajustou escopo, tratamento de benefícios fiscais e indexadores, resultando em saldos residuais negativos que, contudo, não se traduzem em crédito contra as transportadoras.

A decisão da ANP, que conclui a segunda fase da revisão tarifária, visa principalmente a modicidade tarifária, beneficiando diretamente usuários e consumidores de gás natural. Estimativas de mercado apontam que a medida pode gerar uma economia de cerca de R$ 4 bilhões neste ciclo tarifário (2026-2030) que não serão repassados nas tarifas de transporte. Por outro lado, a Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto (ATGás) manifestou “profunda preocupação e discordância”, e ingressou com ação judicial em agosto de 2026 para questionar o rito regulatório e contestar a aplicação do RCM, alegando que a metodologia é “sem precedentes” e compromete a segurança jurídica.

A ANP defendeu a aplicação de metodologias distintas para as transportadoras, aplicando o RCM para NTS e TAG, mas mantendo o método CHCI (Custo Histórico Corrigido e Depreciado) para a TBG, que teve uma base de R$ 2,649 bilhões reconhecida para o Bloco Novo Mercado. O diretor Pietro Mendes justificou que a isonomia não exige o mesmo método, mas sim a aplicação dos mesmos critérios de seleção metodológica a situações comparáveis, citando a experiência da agência reguladora australiana (AER) para rebater críticas sobre a falta de precedentes. A agência prevê pautar a abertura da consulta pública sobre a Receita Máxima Permitida (RMP) e propostas tarifárias em 30 de outubro, com votação final em 27 de novembro, para que as ofertas de capacidade ocorram em dezembro.

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