Carga SIN87.793 MW 2,57%PLD MédioR$ 240,78/MWh 93,98%PLD SE/COR$ 241,73/MWh 94,76%PLD SulR$ 241,72/MWh 94,75%PLD NER$ 238,89/MWh 92,47%PLD NorteR$ 240,76/MWh 93,96%EAR SIN65% 0,91%EAR SE/CO58,9% 0,84%EAR Sul82% 3,30%EAR NE76,9% 0,52%EAR Norte83,3% 0,95%ENA SIN107% MLT 3,60%ENA SE/CO92% MLT 1,08%ENA Sul192% MLT 2,54%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte62% MLT 1,59%Carga SIN87.793 MW 2,57%PLD MédioR$ 240,78/MWh 93,98%PLD SE/COR$ 241,73/MWh 94,76%PLD SulR$ 241,72/MWh 94,75%PLD NER$ 238,89/MWh 92,47%PLD NorteR$ 240,76/MWh 93,96%EAR SIN65% 0,91%EAR SE/CO58,9% 0,84%EAR Sul82% 3,30%EAR NE76,9% 0,52%EAR Norte83,3% 0,95%ENA SIN107% MLT 3,60%ENA SE/CO92% MLT 1,08%ENA Sul192% MLT 2,54%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte62% MLT 1,59%
Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%
PETR4R$ 43,55 1,99%PETR3R$ 48,25 1,99%PRIO3R$ 60,54 0,90%RECV3R$ 10,63 0,28%VBBR3R$ 33,38 0,09%UGPA3R$ 33,63 1,39%RAIZ4R$ 0,23 0,00%CSAN3R$ 3,77 1,62%EGIE3R$ 28,81 0,14%CMIG4R$ 10,51 1,06%CPFE3R$ 44,80 1,68%EQTL3R$ 36,75 0,11%ENGI11R$ 47,37 0,27%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,80 0,55%ENEV3R$ 26,30 0,57%TAEE11R$ 38,68 0,05%ALUP11R$ 32,70 0,52%LIGT3R$ 3,59 3,46%PETR4R$ 43,55 1,99%PETR3R$ 48,25 1,99%PRIO3R$ 60,54 0,90%RECV3R$ 10,63 0,28%VBBR3R$ 33,38 0,09%UGPA3R$ 33,63 1,39%RAIZ4R$ 0,23 0,00%CSAN3R$ 3,77 1,62%EGIE3R$ 28,81 0,14%CMIG4R$ 10,51 1,06%CPFE3R$ 44,80 1,68%EQTL3R$ 36,75 0,11%ENGI11R$ 47,37 0,27%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,80 0,55%ENEV3R$ 26,30 0,57%TAEE11R$ 38,68 0,05%ALUP11R$ 32,70 0,52%LIGT3R$ 3,59 3,46%
BrentUS$ 88,47 2,73%WTIUS$ 86,16 3,31%Gás NaturalUS$ 2,87 0,69%DólarR$ 5,17 0,26%BrentUS$ 88,47 2,73%WTIUS$ 86,16 3,31%Gás NaturalUS$ 2,87 0,69%DólarR$ 5,17 0,26%BrentUS$ 88,47 2,73%WTIUS$ 86,16 3,31%Gás NaturalUS$ 2,87 0,69%DólarR$ 5,17 0,26%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

Cade aprova arrendamento do Terminal Gás Sul pelo Grupo J&F

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou o arrendamento do Terminal Gás Sul (TGS) pelo Grupo J&F, via Âmbar Energia, da New Fortress Energy (NFE). A decisão, formalizada em 28 de agosto de 2026, permite que a J&F assuma a operação e exploração comercial de parte da infraestrutura estratégica de regaseificação de GNL, localizada na Baía da Babitonga, em São Francisco do Sul (SC).

31 de agosto de 2026 às 08:25Fonte oficial: ABEGÁSRedação Radar Energia

O Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou o arrendamento do Terminal Gás Sul (TGS), em São Francisco do Sul (SC), pelo Grupo J&F, via Âmbar Energia, da New Fortress Energy (NFE). A decisão, formalizada em 28 de agosto de 2026, permite que a J&F assuma a operação e exploração comercial de parte da infraestrutura estratégica de regaseificação de GNL, localizada na Baía da Babitonga (SC).

Em sua análise, o Cade entendeu que a participação das empresas em mercados com integração vertical, como o de gás natural, se mantém dentro do patamar de 30%, limite a partir do qual se presume capacidade de fechamento de mercado. Com isso, a operação não deve acarretar prejuízos ao ambiente concorrencial. A NFE, por sua vez, manterá a propriedade do terminal e continuará a usufruir de parte da capacidade para suprir contratos próprios, como o abastecimento da UTE Lins II a partir de 2031, enquanto a J&F visa fortalecer o suprimento para suas usinas termelétricas e outros consumidores.

O TGS possui capacidade de regaseificação de até 15 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia (Mm³/dia) e armazenamento de 138 mil metros cúbicos de GNL, interligado à malha da TBG em Garuva (SC). A operação, que complementa a Resolução nº 1.003/2026 da ANP sobre acesso não discriminatório a terminais de GNL, tende a aumentar a flexibilidade e a oferta de gás na região Sul, historicamente dependente do gás boliviano. Essa diversificação de suprimento pode influenciar a dinâmica de preços no mercado, incluindo a formação do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) e o lastro de energia, com potenciais benefícios para consumidores do mercado livre e regulado a longo prazo.

Para o mercado, a decisão do Cade reforça a aplicação de critérios concorrenciais para transações no setor de gás e sinaliza o compromisso regulatório com a abertura do mercado e a prevenção de concentrações. A NFE espera que o contrato gere um EBITDA anual de US$ 50 milhões até 2027, otimizando seus ativos e realocando capital, enquanto o Grupo J&F amplia sua atuação em um segmento estratégico para o abastecimento energético nacional.

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