Carga SIN78.688 MW▼ 5,22%PLD MédioR$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD SE/COR$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD SulR$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD NER$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD NorteR$ 161,43/MWh▲ 181,68%EAR SIN58,5%▲ 0,34%EAR SE/CO54,7%▲ 0,55%EAR Sul82,7%▲ 1,35%EAR NE62,5%▼ 0,16%EAR Norte63,3%▼ 0,94%ENA SIN172% MLT▲ 4,88%ENA SE/CO149% MLT▲ 0,68%ENA Sul229% MLT▲ 2,69%ENA NE62% MLT• 0,00%ENA Norte44% MLT• 0,00%Carga SIN78.688 MW▼ 5,22%PLD MédioR$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD SE/COR$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD SulR$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD NER$ 161,43/MWh▲ 181,68%PLD NorteR$ 161,43/MWh▲ 181,68%EAR SIN58,5%▲ 0,34%EAR SE/CO54,7%▲ 0,55%EAR Sul82,7%▲ 1,35%EAR NE62,5%▼ 0,16%EAR Norte63,3%▼ 0,94%ENA SIN172% MLT▲ 4,88%ENA SE/CO149% MLT▲ 0,68%ENA Sul229% MLT▲ 2,69%ENA NE62% MLT• 0,00%ENA Norte44% MLT• 0,00%
Hidráulica43.376 MW(55%)▼ 3,11%Térmica9.351 MW(12%)▼ 1,11%Eólica11.125 MW(14%)▼ 11,01%Solar13.486 MW(17%)▼ 9,79%Nuclear1.350 MW(2%)• 0,00%Hidráulica43.376 MW(55%)▼ 3,11%Térmica9.351 MW(12%)▼ 1,11%Eólica11.125 MW(14%)▼ 11,01%Solar13.486 MW(17%)▼ 9,79%Nuclear1.350 MW(2%)• 0,00%Hidráulica43.376 MW(55%)▼ 3,11%Térmica9.351 MW(12%)▼ 1,11%Eólica11.125 MW(14%)▼ 11,01%Solar13.486 MW(17%)▼ 9,79%Nuclear1.350 MW(2%)• 0,00%
PETR4R$ 53,88▼ 6,83%PETR3R$ 60,80▼ 6,07%PRIO3R$ 71,14▼ 2,05%RECV3R$ 11,14▼ 8,99%VBBR3R$ 32,21▼ 12,95%UGPA3R$ 35,24▼ 9,92%RAIZ4R$ 0,34▼ 17,07%CSAN3R$ 2,77▼ 44,82%EGIE3R$ 27,50▼ 11,55%CMIG4R$ 10,34▼ 11,32%CPFE3R$ 42,70▼ 13,72%EQTL3R$ 34,84▼ 27,67%ENGI11R$ 47,29▼ 28,27%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 10,76▼ 27,44%ENEV3R$ 26,67▼ 16,66%TAEE11R$ 40,50▼ 9,80%ALUP11R$ 32,05▼ 16,88%LIGT3R$ 2,72▼ 25,27%PETR4R$ 53,88▼ 6,83%PETR3R$ 60,80▼ 6,07%PRIO3R$ 71,14▼ 2,05%RECV3R$ 11,14▼ 8,99%VBBR3R$ 32,21▼ 12,95%UGPA3R$ 35,24▼ 9,92%RAIZ4R$ 0,34▼ 17,07%CSAN3R$ 2,77▼ 44,82%EGIE3R$ 27,50▼ 11,55%CMIG4R$ 10,34▼ 11,32%CPFE3R$ 42,70▼ 13,72%EQTL3R$ 34,84▼ 27,67%ENGI11R$ 47,29▼ 28,27%NEOE3R$ 33,80• 0,00%AURE3R$ 10,76▼ 27,44%ENEV3R$ 26,67▼ 16,66%TAEE11R$ 40,50▼ 9,80%ALUP11R$ 32,05▼ 16,88%LIGT3R$ 2,72▼ 25,27%
BrentUS$ 110,27▼ 1,28%WTIUS$ 101,25▼ 1,96%Gás NaturalUS$ 3,04▼ 0,36%DólarR$ 5,38▲ 6,56%BrentUS$ 110,27▼ 1,28%WTIUS$ 101,25▼ 1,96%Gás NaturalUS$ 3,04▼ 0,36%DólarR$ 5,38▲ 6,56%BrentUS$ 110,27▼ 1,28%WTIUS$ 101,25▼ 1,96%Gás NaturalUS$ 3,04▼ 0,36%DólarR$ 5,38▲ 6,56%
▸Aneel debate futuro do setor no ENASE em cenário de alta tarifária▸EPE recomenda R$ 689 milhões em expansão de transmissão para Vitória, ES▸Abraceel apresenta autorregulação para reforçar segurança no mercado de comercialização de energia▸Peru propõe interconexão de 1.000 MW com Chile para importar energia solar▸Filipinas projetam 1,2 GW de capacidade nuclear até 2032 para segurança energética▸BNDES credencia primeira bateria com conteúdo nacional para leilão de capacidade▸São Martinho inicia período de silêncio antes de divulgar resultados do 2T27▸Consumo de energia da Energisa avança 8,3% em setembro▸Aneel abre tomada de subsídios para projeto de 5,2 MW em SC▸Fazenda sinaliza manutenção de subvenções a combustíveis em 2027, condicionada a Brent e espaço fiscal▸MME abre consulta pública para metas do Programa Energias da Amazônia▸Abrage debate futuro da operação e mercado com foco na Lei 15.269/2025▸Aneel debate futuro do setor no ENASE em cenário de alta tarifária▸EPE recomenda R$ 689 milhões em expansão de transmissão para Vitória, ES▸Abraceel apresenta autorregulação para reforçar segurança no mercado de comercialização de energia▸Peru propõe interconexão de 1.000 MW com Chile para importar energia solar▸Filipinas projetam 1,2 GW de capacidade nuclear até 2032 para segurança energética▸BNDES credencia primeira bateria com conteúdo nacional para leilão de capacidade▸São Martinho inicia período de silêncio antes de divulgar resultados do 2T27▸Consumo de energia da Energisa avança 8,3% em setembro▸Aneel abre tomada de subsídios para projeto de 5,2 MW em SC▸Fazenda sinaliza manutenção de subvenções a combustíveis em 2027, condicionada a Brent e espaço fiscal▸MME abre consulta pública para metas do Programa Energias da Amazônia▸Abrage debate futuro da operação e mercado com foco na Lei 15.269/2025
Radar Energia
AnálisePetróleo & Gás

Cotepe/ICMS expande tratamento diferenciado de ICMS para carregadores e comercializadores de gás

A Comissão Técnica Permanente do ICMS (Cotepe/ICMS) ampliou o rol de agentes do setor de gás natural elegíveis para o tratamento tributário diferenciado do imposto, incluindo carregadores e comercializadores. A medida, publicada em 10 de setembro, visa reduzir custos e fomentar a concorrência, com efeitos a partir de 1º de outubro.

11 de setembro de 2026 às 18:19Fonte oficial: DOURedação Radar Energia

A Comissão Técnica Permanente do ICMS (Cotepe/ICMS) ampliou o rol de agentes do setor de gás natural elegíveis para o tratamento tributário diferenciado do imposto, incluindo explicitamente carregadores e comercializadores na relação de contribuintes. A medida, publicada no Diário Oficial da União (DOU) em 10 de setembro de 2026 por meio do Ato Cotepe/ICMS Nº 88/2026, que altera o Ato Cotepe/ICMS Nº 2/2020, passa a produzir efeitos a partir de 1º de outubro.

A alteração visa mitigar uma tensão histórica no setor, onde a incompatibilidade dos regimes de incidência do ICMS na cadeia de valor gerava acúmulo ou estorno de créditos para agentes que não eram transportadores. Com a inclusão de carregadores e comercializadores, a decisão busca harmonizar a tributação à dinâmica de um mercado mais aberto, reduzindo a carga fiscal indireta e, potencialmente, os custos operacionais desses players.

A decisão se insere no esforço de reestruturação do mercado de gás natural no Brasil, complementando iniciativas como a Consulta Pública nº 13/2026 da ANP sobre acesso de terceiros a gasodutos e UPGNs. Ao remover barreiras tributárias, a medida fortalece a concorrência e a entrada de novos players no Ambiente de Contratação Livre (ACL), favorecendo a desverticalização da cadeia. Para usufruir do benefício, os contribuintes deverão se credenciar junto às Secretarias Estaduais de Fazenda, conforme detalhado pelo Ato Cotepe/ICMS Nº 90/2026, publicado em 11 de setembro.

Embora o Ato Cotepe/ICMS Nº 88/2026 não quantifique os impactos financeiros exatos, a redução de custos operacionais para carregadores e comercializadores pode ser repassada, total ou parcialmente, aos preços finais do gás natural. Isso beneficiaria consumidores industriais e termelétricas, elevando a competitividade do gás frente a outras fontes de energia no ACL. A efetividade plena, contudo, dependerá da agilidade e uniformidade na implementação dos requisitos de credenciamento pelos estados.

Compartilhar:XLinkedInWhatsAppTelegram

Tags

Comentários (0)

Seja o primeiro a comentar.

Receba o essencial do setor de energia

Os principais fatos que afetam preço, regulação, geração e combustíveis — todo dia ao meio-dia, no seu e-mail.

Como esta matéria foi produzida: apurada a partir da fonte oficial citada e de documentos primários, com verificação de números, datas e prazos antes da publicação, seguindo a nossa Política Editorial — que inclui o uso de tecnologia própria na apuração. Viu algo a corrigir? Fale com a redação.