Carga SIN80.568 MW 1,65%PLD MédioR$ 197,46/MWh 1,59%PLD SE/COR$ 199,99/MWh 0,42%PLD SulR$ 209,13/MWh 2,17%PLD NER$ 186,13/MWh 4,64%PLD NorteR$ 194,6/MWh 0,26%EAR SIN70,8% 0,00%EAR SE/CO65,6% 0,15%EAR Sul56,7% 1,43%EAR NE90% 0,22%EAR Norte94,9% 0,21%ENA SE/CO90% MLT 1,12%ENA Sul61% MLT 3,39%ENA NE59% MLT 1,67%ENA Norte62% MLT 3,13%Carga SIN80.568 MW 1,65%PLD MédioR$ 197,46/MWh 1,59%PLD SE/COR$ 199,99/MWh 0,42%PLD SulR$ 209,13/MWh 2,17%PLD NER$ 186,13/MWh 4,64%PLD NorteR$ 194,6/MWh 0,26%EAR SIN70,8% 0,00%EAR SE/CO65,6% 0,15%EAR Sul56,7% 1,43%EAR NE90% 0,22%EAR Norte94,9% 0,21%ENA SE/CO90% MLT 1,12%ENA Sul61% MLT 3,39%ENA NE59% MLT 1,67%ENA Norte62% MLT 3,13%
Hidráulica44.548 MW(53%) 1,70%Térmica12.014 MW(14%) 41,98%Eólica14.434 MW(17%) 7,97%Solar10.885 MW(13%) 6,07%Nuclear1.990 MW(2%) 0,95%Hidráulica44.548 MW(53%) 1,70%Térmica12.014 MW(14%) 41,98%Eólica14.434 MW(17%) 7,97%Solar10.885 MW(13%) 6,07%Nuclear1.990 MW(2%) 0,95%Hidráulica44.548 MW(53%) 1,70%Térmica12.014 MW(14%) 41,98%Eólica14.434 MW(17%) 7,97%Solar10.885 MW(13%) 6,07%Nuclear1.990 MW(2%) 0,95%
PETR4R$ 38,45 2,24%PETR3R$ 42,75 2,80%PRIO3R$ 53,94 3,85%RECV3R$ 9,98 1,29%VBBR3R$ 29,17 0,75%UGPA3R$ 25,25 0,94%RAIZ4R$ 0,42 0,00%CSAN3R$ 3,71 1,07%EGIE3R$ 33,71 1,43%CMIG4R$ 10,79 1,82%CPFE3R$ 45,12 2,27%EQTL3R$ 39,05 2,23%ENGI11R$ 46,90 0,51%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,41 0,44%ENEV3R$ 26,12 3,65%TAEE11R$ 39,88 0,23%ALUP11R$ 32,33 0,22%LIGT3R$ 3,18 7,07%PETR4R$ 38,45 2,24%PETR3R$ 42,75 2,80%PRIO3R$ 53,94 3,85%RECV3R$ 9,98 1,29%VBBR3R$ 29,17 0,75%UGPA3R$ 25,25 0,94%RAIZ4R$ 0,42 0,00%CSAN3R$ 3,71 1,07%EGIE3R$ 33,71 1,43%CMIG4R$ 10,79 1,82%CPFE3R$ 45,12 2,27%EQTL3R$ 39,05 2,23%ENGI11R$ 46,90 0,51%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,41 0,44%ENEV3R$ 26,12 3,65%TAEE11R$ 39,88 0,23%ALUP11R$ 32,33 0,22%LIGT3R$ 3,18 7,07%
BrentUS$ 75,36 2,20%WTIUS$ 71,75 2,00%Gás NaturalUS$ 3,28 1,74%DólarR$ 5,18 0,53%BrentUS$ 75,36 2,20%WTIUS$ 71,75 2,00%Gás NaturalUS$ 3,28 1,74%DólarR$ 5,18 0,53%BrentUS$ 75,36 2,20%WTIUS$ 71,75 2,00%Gás NaturalUS$ 3,28 1,74%DólarR$ 5,18 0,53%
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Radar Energia
AnáliseBiocombustíveis

ANP determina compra de 1,49 milhão de m³ de biodiesel para distribuidores em setembro e outubro de 2026

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) estabeleceu que as distribuidoras de combustíveis deverão adquirir, no mínimo, 1,49 milhão de metros cúbicos de biodiesel para atender à mistura obrigatória nos meses de setembro e outubro de 2026. A medida, que projeta um percentual de mistura entre B15 e B16, consolida a trajetória de elevação do biocombustível no diesel fóssil, alinhada às diretrizes de transição energética do país.

25 de junho de 2026 às 20:49Fonte oficial: BiodieselbrRedação Radar Energia

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) definiu que as distribuidoras de combustíveis deverão adquirir, no mínimo, 1,49 milhão de metros cúbicos de biodiesel para o quinto bimestre de 2026, compreendendo os meses de setembro e outubro. Essa medida visa assegurar o cumprimento da mistura obrigatória do biocombustível ao diesel fóssil, em linha com o cronograma de expansão estabelecido para o setor.

Esse volume representa uma média de 745 mil metros cúbicos, ou 745 milhões de litros, por mês, e indica que o percentual de mistura obrigatória para o período deverá se situar entre B15 e B16, considerando o consumo médio de diesel no país. A determinação da ANP sinaliza a continuidade da política de aumento gradual do teor de biodiesel, que finalizou 2023 em B12 e projeta B14 para 2024 e B15 em 2025.

A política de mistura obrigatória de biodiesel no diesel fóssil, iniciada em 2008 com B2 (2%), evoluiu para B7 em 2014 e B10 em 2018. Após um período de flexibilizações e incertezas, o programa retomou em 2023 sua trajetória de crescimento, buscando maior previsibilidade e sustentabilidade para a cadeia produtiva. A definição de volumes bimestrais, como o anunciado, reflete uma nova abordagem regulatória que busca flexibilidade para se adaptar às condições de mercado.

A ANP é responsável por fiscalizar o cumprimento das metas, enquanto as distribuidoras de combustíveis, como Raízen, Ipiranga e Vibra Energia, são as principais compradoras do volume estipulado. Por outro lado, produtores de biodiesel como BSBios, Viterra e ADM são os fornecedores beneficiados pela demanda garantida, o que incentiva investimentos na expansão de suas capacidades. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e o Ministério de Minas e Energia (MME) são os órgãos que traçam as diretrizes gerais e a trajetória de aumento do percentual de mistura.

O arcabouço legal que sustenta a política de biodiesel foi reforçado pela Lei nº 13.263/2016, que estabeleceu a obrigatoriedade da mistura. Mais recentemente, a Lei nº 14.592/2023 alterou essa estrutura, concedendo ao CNPE e à ANP maior flexibilidade para definir os percentuais de mistura em períodos mais curtos (trimestrais ou bimestrais), em vez de aumentos anuais fixos. Essa flexibilidade permite ajustes conforme a oferta, demanda e preços, visando a estabilidade do mercado e a segurança do abastecimento.

O Brasil se destaca como um dos maiores produtores e consumidores de biodiesel do mundo, com uma capacidade instalada que supera 15 bilhões de litros por ano. Em 2023, a produção nacional atingiu cerca de 7,3 bilhões de litros. O modelo brasileiro, que integra a produção a partir de diversas matérias-primas e a agricultura familiar, é uma referência global na descarbonização do transporte, comparável a programas como o Renewable Fuel Standard (RFS) dos Estados Unidos e a Renewable Energy Directive (RED) da União Europeia.

A determinação de volumes crescentes de biodiesel oferece previsibilidade ao setor produtor, incentivando investimentos em expansão de capacidade e melhorias tecnológicas. Para as distribuidoras, representa um custo adicional que, em parte, pode ser repassado aos consumidores finais, impactando o preço do diesel na bomba. No entanto, a medida contribui para a transição energética do país, ao reduzir a pegada de carbono do setor de transportes e diminuir a dependência de importações de diesel fóssil, fortalecendo a segurança energética nacional.

A trajetória de aumento da mistura obrigatória de biodiesel prevê que o percentual atinja B15 em 2025 e continue a avançar nos anos seguintes, conforme a Lei nº 14.592/2023. A ANP continuará a realizar consultas públicas periódicas para definir os volumes e percentuais de mistura para os bimestres subsequentes, assegurando a adaptação às condições de mercado e a transparência do processo. O setor aguarda as próximas definições do CNPE e da ANP para consolidar o planejamento de investimentos e produção para os próximos anos.

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Como esta matéria foi produzida: conteúdo produzido com apoio de inteligência artificial a partir de fontes oficiais e/ou públicas, com curadoria editorial do Radar Energia. Sempre que possível, priorizamos documentos, comunicados e dados primários. Viu algo a corrigir? Fale com a redação.