Carga SIN84.560 MW 1,32%PLD MédioR$ 104,69/MWh 28,24%PLD SE/COR$ 104,7/MWh 28,29%PLD SulR$ 104,69/MWh 28,11%PLD NER$ 104,69/MWh 28,29%PLD NorteR$ 104,7/MWh 28,29%EAR SIN68,7% 0,15%EAR SE/CO62,1% 0,16%EAR Sul84,4% 0,47%EAR NE82,5% 0,24%EAR Norte88,6% 0,23%ENA SIN121% MLT 1,68%ENA SE/CO104% MLT 0,95%ENA Sul187% MLT 0,53%ENA NE68% MLT 0,00%ENA Norte75% MLT 1,32%Carga SIN84.560 MW 1,32%PLD MédioR$ 104,69/MWh 28,24%PLD SE/COR$ 104,7/MWh 28,29%PLD SulR$ 104,69/MWh 28,11%PLD NER$ 104,69/MWh 28,29%PLD NorteR$ 104,7/MWh 28,29%EAR SIN68,7% 0,15%EAR SE/CO62,1% 0,16%EAR Sul84,4% 0,47%EAR NE82,5% 0,24%EAR Norte88,6% 0,23%ENA SIN121% MLT 1,68%ENA SE/CO104% MLT 0,95%ENA Sul187% MLT 0,53%ENA NE68% MLT 0,00%ENA Norte75% MLT 1,32%
Hidráulica43.404 MW(51%) 0,27%Térmica10.898 MW(13%) 7,55%Eólica14.965 MW(18%) 1,40%Solar13.969 MW(16%) 1,27%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%Hidráulica43.404 MW(51%) 0,27%Térmica10.898 MW(13%) 7,55%Eólica14.965 MW(18%) 1,40%Solar13.969 MW(16%) 1,27%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%Hidráulica43.404 MW(51%) 0,27%Térmica10.898 MW(13%) 7,55%Eólica14.965 MW(18%) 1,40%Solar13.969 MW(16%) 1,27%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%
PETR4R$ 40,87 2,53%PETR3R$ 45,69 3,10%PRIO3R$ 57,45 2,96%RECV3R$ 10,23 1,19%VBBR3R$ 34,23 2,45%UGPA3R$ 31,28 3,49%RAIZ4R$ 0,26 0,00%CSAN3R$ 3,67 6,14%EGIE3R$ 29,73 0,34%CMIG4R$ 10,92 2,93%CPFE3R$ 44,80 2,80%EQTL3R$ 37,28 4,85%ENGI11R$ 46,88 6,69%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,81 3,14%ENEV3R$ 26,18 2,97%TAEE11R$ 39,25 2,02%ALUP11R$ 32,06 2,11%LIGT3R$ 3,10 0,00%PETR4R$ 40,87 2,53%PETR3R$ 45,69 3,10%PRIO3R$ 57,45 2,96%RECV3R$ 10,23 1,19%VBBR3R$ 34,23 2,45%UGPA3R$ 31,28 3,49%RAIZ4R$ 0,26 0,00%CSAN3R$ 3,67 6,14%EGIE3R$ 29,73 0,34%CMIG4R$ 10,92 2,93%CPFE3R$ 44,80 2,80%EQTL3R$ 37,28 4,85%ENGI11R$ 46,88 6,69%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,81 3,14%ENEV3R$ 26,18 2,97%TAEE11R$ 39,25 2,02%ALUP11R$ 32,06 2,11%LIGT3R$ 3,10 0,00%
BrentUS$ 83,55 1,29%WTIUS$ 78,18 1,15%Gás NaturalUS$ 2,66 0,83%DólarR$ 5,08 1,06%BrentUS$ 83,55 1,29%WTIUS$ 78,18 1,15%Gás NaturalUS$ 2,66 0,83%DólarR$ 5,08 1,06%BrentUS$ 83,55 1,29%WTIUS$ 78,18 1,15%Gás NaturalUS$ 2,66 0,83%DólarR$ 5,08 1,06%
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Radar Energia
AnáliseBiocombustíveis

CNPE deve votar aumento da mistura de etanol na gasolina para 32%

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) se prepara para votar a elevação da mistura obrigatória de etanol anidro na gasolina, dos atuais 30% para 32%. A proposta já mobiliza o setor de biocombustíveis e, se aprovada, representará um impulso significativo para a demanda pelo biocombustível e para os objetivos de descarbonização do país.

23 de junho de 2026 às 15:31Fonte oficial: CanalruralRedação Radar Energia

A expectativa de uma votação iminente no Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para elevar o percentual obrigatório de etanol anidro na gasolina, dos atuais 30% para 32%, já movimenta o mercado de biocombustíveis no Brasil. A proposta busca otimizar a matriz energética e absorver a oferta interna, podendo reconfigurar o balanço de oferta e demanda do biocombustível no país.

O Brasil possui um histórico de ajustes na mistura de etanol à gasolina. A Lei nº 8.723/93 estabelece a faixa de variação e permite ao Poder Executivo alterar esses limites. A mistura de 27% (E27) vigorou por anos, definida pela Resolução CNPE nº 16/2017, e foi elevada para 30% (E30) pela Resolução CNPE nº 1/2023. Essa mudança buscou impulsionar o consumo doméstico e reduzir a dependência da gasolina importada.

A elevação de 2% na mistura, de 30% para 32%, representaria uma demanda adicional de centenas de milhões de litros de etanol anidro por ano, conforme estimativas do setor. Esse volume extra impactaria diretamente o planejamento da safra de cana-de-açúcar e milho, principais matérias-primas do biocombustível, e poderia reduzir a necessidade de importação de gasolina.

A decisão cabe ao CNPE, um colegiado composto por diversos ministros de Estado, incluindo o de Minas e Energia, que o preside, além dos ministros da Fazenda, Meio Ambiente e Agricultura. A proposta de aumento geralmente parte do Ministério de Minas e Energia (MME) ou da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que também atua na regulamentação e fiscalização da qualidade do produto final.

Produtores de etanol, representados por entidades como a União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia (UNICA), são os principais defensores da medida, vislumbrando um mercado mais robusto e previsível. Em contrapartida, distribuidoras de combustíveis e montadoras de veículos monitoram os impactos técnicos e econômicos, embora a frota flex-fuel brasileira, majoritária no país, já esteja adaptada para variações na mistura.

Um aumento para 32% deve impulsionar novos investimentos no setor de biocombustíveis, especialmente em um cenário de preços de açúcar favoráveis, que competem com a produção de etanol. Para o consumidor, o impacto na bomba dependerá da paridade de preços entre a gasolina e o etanol anidro no momento da implementação, podendo gerar pequenas variações no preço final da gasolina C.

Além dos benefícios econômicos e de estímulo à produção nacional, a medida se alinha aos objetivos de descarbonização da matriz energética brasileira e ao programa RenovaBio. O uso de mais etanol contribui para a redução das emissões de gases de efeito estufa, reforçando o compromisso do país com metas ambientais e a transição energética global.

Historicamente, o Brasil já demonstrou capacidade de adaptar sua infraestrutura e frota a diferentes percentuais de mistura de etanol, como nas transições de 25% para 27,5% e, mais recentemente, para 30%. No cenário internacional, o país se destaca por ter um dos maiores percentuais de mistura obrigatória, superando mercados como os Estados Unidos (E10/E15) e a União Europeia (E5/E10).

Após a votação e eventual aprovação pelo CNPE, a ANP ficará responsável por regulamentar a nova mistura, definindo prazos para que distribuidoras e postos de combustíveis se adequem. Geralmente, há um período de transição, que pode variar de 30 a 90 dias, para permitir o escoamento dos estoques existentes e a adequação logística em toda a cadeia de suprimentos.

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