Carga SIN71.794 MW 15,78%PLD MédioR$ 121,41/MWh 11,35%PLD SE/COR$ 124,95/MWh 14,59%PLD SulR$ 124,94/MWh 14,59%PLD NER$ 114,96/MWh 5,44%PLD NorteR$ 120,78/MWh 10,77%EAR SIN66,1% 0,30%EAR SE/CO59,8% 0,50%EAR Sul85,1% 1,07%EAR NE77,8% 0,77%EAR Norte84,7% 0,70%ENA SIN115% MLT 4,96%ENA SE/CO94% MLT 2,08%ENA Sul203% MLT 2,40%ENA NE64% MLT 1,54%ENA Norte64% MLT 1,54%Carga SIN71.794 MW 15,78%PLD MédioR$ 121,41/MWh 11,35%PLD SE/COR$ 124,95/MWh 14,59%PLD SulR$ 124,94/MWh 14,59%PLD NER$ 114,96/MWh 5,44%PLD NorteR$ 120,78/MWh 10,77%EAR SIN66,1% 0,30%EAR SE/CO59,8% 0,50%EAR Sul85,1% 1,07%EAR NE77,8% 0,77%EAR Norte84,7% 0,70%ENA SIN115% MLT 4,96%ENA SE/CO94% MLT 2,08%ENA Sul203% MLT 2,40%ENA NE64% MLT 1,54%ENA Norte64% MLT 1,54%
Hidráulica36.925 MW(50%) 16,27%Térmica10.167 MW(14%) 1,60%Eólica13.710 MW(18%) 4,96%Solar11.654 MW(16%) 24,39%Nuclear2.005 MW(3%) 0,05%Hidráulica36.925 MW(50%) 16,27%Térmica10.167 MW(14%) 1,60%Eólica13.710 MW(18%) 4,96%Solar11.654 MW(16%) 24,39%Nuclear2.005 MW(3%) 0,05%Hidráulica36.925 MW(50%) 16,27%Térmica10.167 MW(14%) 1,60%Eólica13.710 MW(18%) 4,96%Solar11.654 MW(16%) 24,39%Nuclear2.005 MW(3%) 0,05%
PETR4R$ 42,11 4,99%PETR3R$ 46,94 5,00%PRIO3R$ 61,62 0,68%RECV3R$ 10,51 0,57%VBBR3R$ 33,86 1,77%UGPA3R$ 34,72 1,17%RAIZ4R$ 0,24 4,35%CSAN3R$ 3,50 3,86%EGIE3R$ 28,04 0,79%CMIG4R$ 10,21 2,61%CPFE3R$ 42,85 1,42%EQTL3R$ 36,33 3,89%ENGI11R$ 45,42 3,91%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,25 1,49%ENEV3R$ 26,10 4,74%TAEE11R$ 37,78 0,88%ALUP11R$ 31,96 2,90%LIGT3R$ 3,28 1,86%PETR4R$ 42,11 4,99%PETR3R$ 46,94 5,00%PRIO3R$ 61,62 0,68%RECV3R$ 10,51 0,57%VBBR3R$ 33,86 1,77%UGPA3R$ 34,72 1,17%RAIZ4R$ 0,24 4,35%CSAN3R$ 3,50 3,86%EGIE3R$ 28,04 0,79%CMIG4R$ 10,21 2,61%CPFE3R$ 42,85 1,42%EQTL3R$ 36,33 3,89%ENGI11R$ 45,42 3,91%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,25 1,49%ENEV3R$ 26,10 4,74%TAEE11R$ 37,78 0,88%ALUP11R$ 31,96 2,90%LIGT3R$ 3,28 1,86%
BrentUS$ 92,02 2,51%WTIUS$ 85,05 2,31%Gás NaturalUS$ 2,81 0,07%DólarR$ 5,15 0,85%BrentUS$ 92,02 2,51%WTIUS$ 85,05 2,31%Gás NaturalUS$ 2,81 0,07%DólarR$ 5,15 0,85%BrentUS$ 92,02 2,51%WTIUS$ 85,05 2,31%Gás NaturalUS$ 2,81 0,07%DólarR$ 5,15 0,85%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

ANP propõe fim de direito de preferência em gasodutos e UPGNs após 30 anos

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) abriu Consulta Pública para regulamentar o acesso não discriminatório a gasodutos de escoamento e Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs). A minuta prevê a extinção do direito de preferência dos proprietários após 30 anos e a reavaliação de contratos existentes, buscando reduzir custos e intensificar a competição no mercado de gás.

24 de agosto de 2026 às 16:39Fonte oficial: ANPRedação Radar Energia

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) propõe uma reconfiguração no acesso à infraestrutura de gás natural, com a abertura da Consulta Pública nº 13/2026 para discutir a regulamentação do acesso não discriminatório e negociado de terceiros a gasodutos de escoamento e Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs). A iniciativa, que busca destravar o mercado, prevê mudanças significativas, como a extinção do direito de preferência dos proprietários após 30 anos de operação dos ativos e a reavaliação compulsória de contratos preexistentes.

A minuta de resolução da ANP estabelece que, passados 30 anos do início das operações, os proprietários de gasodutos e UPGNs deverão justificar à agência a utilização da capacidade, eliminando o direito de preferência. Além disso, contratos já firmados poderão ser reavaliados pela ANP para adequação às novas regras, um mecanismo que visa forçar a liberação de capacidade e promover a competição. A medida se fundamenta na Lei nº 14.134/2021, a Nova Lei do Gás, e seu decreto regulamentador, o Decreto nº 10.712/2021, que estabelecem as diretrizes para a abertura do mercado.

A regulamentação tem o potencial de gerar uma redução substancial nos custos de escoamento e processamento de gás, que atualmente chegam a 8,6 US$/MMBTU. A expectativa, segundo estudos da EPE, é que, com as novas regras, esses custos se situem entre 2,0 e 2,5 US$/MMBTU, uma queda de 70-75%. Essa diminuição pode baratear o gás para o consumidor final e para a indústria, estimulando a competição e viabilizando novos modelos de comercialização, como o aguardado primeiro leilão de gás natural da PPSA. Produtores menores e novos entrantes tendem a ganhar, enquanto os atuais proprietários de infraestrutura, como a Petrobras, podem ter seu direito de preferência limitado. O preço do gás natural no mercado internacional, segundo projeções da EIA, está em US$ 2,87 por MMBtu.

Esta Consulta Pública se insere em uma linha de atuação regulatória contínua da ANP para promover o acesso de terceiros à infraestrutura de gás natural, seguindo a recente Resolução nº 1.003/2026, publicada em 21 de agosto de 2026, que regulamentou o acesso a terminais de GNL. Contudo, a proposta, especialmente a reavaliação compulsória de contratos e a extinção do direito de preferência, pode gerar tensões e resistência dos atuais proprietários. O diretor-geral da ANP, Artur Watt, já defendeu um regime de transição mais gradual, sinalizando a necessidade de cautela para evitar impactos abruptos e potenciais judicializações.

A Consulta Pública nº 13/2026 está aberta para contribuições até 31 de agosto de 2026, com Audiência Pública agendada para 16 de setembro de 2026. As manifestações dos diversos agentes do setor serão fundamentais para moldar a versão final da resolução, que, após o processo, será aprovada pela Diretoria Colegiada da ANP e publicada no Diário Oficial da União. A forma como a agência endereçar as preocupações sobre a transição e a reavaliação de contratos determinará a efetividade e a estabilidade da nova regulamentação.

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