Carga SIN68.963 MW 7,33%PLD MédioR$ 156,48/MWh 26,29%PLD SE/COR$ 156,48/MWh 26,29%PLD SulR$ 156,48/MWh 26,30%PLD NER$ 156,48/MWh 26,30%PLD NorteR$ 156,49/MWh 26,29%EAR SIN70% 0,14%EAR SE/CO63,4% 0,00%EAR Sul83,7% 0,12%EAR NE84,9% 0,24%EAR Norte90,5% 0,11%ENA SIN125% MLT 6,72%ENA SE/CO90% MLT 0,00%ENA Sul255% MLT 0,00%ENA NE63% MLT 0,00%ENA Norte68% MLT 1,45%Carga SIN68.963 MW 7,33%PLD MédioR$ 156,48/MWh 26,29%PLD SE/COR$ 156,48/MWh 26,29%PLD SulR$ 156,48/MWh 26,30%PLD NER$ 156,48/MWh 26,30%PLD NorteR$ 156,49/MWh 26,29%EAR SIN70% 0,14%EAR SE/CO63,4% 0,00%EAR Sul83,7% 0,12%EAR NE84,9% 0,24%EAR Norte90,5% 0,11%ENA SIN125% MLT 6,72%ENA SE/CO90% MLT 0,00%ENA Sul255% MLT 0,00%ENA NE63% MLT 0,00%ENA Norte68% MLT 1,45%
Hidráulica34.984 MW(50%) 8,96%Térmica10.352 MW(15%) 17,78%Eólica12.705 MW(18%) 6,40%Solar9.614 MW(14%) 8,55%Nuclear1.990 MW(3%) 0,00%Hidráulica34.984 MW(50%) 8,96%Térmica10.352 MW(15%) 17,78%Eólica12.705 MW(18%) 6,40%Solar9.614 MW(14%) 8,55%Nuclear1.990 MW(3%) 0,00%Hidráulica34.984 MW(50%) 8,96%Térmica10.352 MW(15%) 17,78%Eólica12.705 MW(18%) 6,40%Solar9.614 MW(14%) 8,55%Nuclear1.990 MW(3%) 0,00%
PETR4R$ 41,01 4,52%PETR3R$ 46,05 5,44%PRIO3R$ 55,71 7,98%RECV3R$ 10,24 5,97%VBBR3R$ 34,50 3,09%UGPA3R$ 32,09 3,89%RAIZ4R$ 0,26 3,70%CSAN3R$ 3,95 1,28%EGIE3R$ 30,04 0,36%CMIG4R$ 11,17 0,18%CPFE3R$ 44,75 3,18%EQTL3R$ 38,80 0,56%ENGI11R$ 49,64 0,72%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,32 0,61%ENEV3R$ 25,47 0,89%TAEE11R$ 39,95 3,55%ALUP11R$ 33,20 0,30%LIGT3R$ 3,11 1,89%PETR4R$ 41,01 4,52%PETR3R$ 46,05 5,44%PRIO3R$ 55,71 7,98%RECV3R$ 10,24 5,97%VBBR3R$ 34,50 3,09%UGPA3R$ 32,09 3,89%RAIZ4R$ 0,26 3,70%CSAN3R$ 3,95 1,28%EGIE3R$ 30,04 0,36%CMIG4R$ 11,17 0,18%CPFE3R$ 44,75 3,18%EQTL3R$ 38,80 0,56%ENGI11R$ 49,64 0,72%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 11,32 0,61%ENEV3R$ 25,47 0,89%TAEE11R$ 39,95 3,55%ALUP11R$ 33,20 0,30%LIGT3R$ 3,11 1,89%
BrentUS$ 85,94 2,74%WTIUS$ 80,70 2,31%Gás NaturalUS$ 2,76 0,36%DólarR$ 5,11 0,62%BrentUS$ 85,94 2,74%WTIUS$ 80,70 2,31%Gás NaturalUS$ 2,76 0,36%DólarR$ 5,11 0,62%BrentUS$ 85,94 2,74%WTIUS$ 80,70 2,31%Gás NaturalUS$ 2,76 0,36%DólarR$ 5,11 0,62%
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SCGÁS lança chamada pública para suprimento de gás natural e biometano em Chapecó

A SCGÁS lançou a Chamada Pública nº 015/26 para selecionar produtores e comercializadores de gás natural e biometano, visando suprir uma demanda diária de 10 mil a 30 mil metros cúbicos em Chapecó, no Oeste catarinense. A iniciativa, com início previsto para o quarto trimestre de 2027, integra a estratégia de expansão da distribuidora de gás canalizado no estado.

8 de junho de 2026 às 11:56Fonte oficial: ABEGÁSRedação Radar Energia
SCGÁS lança chamada pública para suprimento de gás natural e biometano em Chapecó
Foto: ABEGÁS

A SCGÁS, concessionária de gás canalizado de Santa Catarina, lançou a Chamada Pública nº 015/26 para contratar o fornecimento de gás natural e biometano para Chapecó. O objetivo é selecionar produtores e comercializadores que possam abastecer uma nova rede local de distribuição, com uma demanda diária estimada entre 10 mil e 30 mil metros cúbicos, conforme informações divulgadas pela empresa.

Essa iniciativa integra um Projeto Estruturante para a implantação de uma rede local de distribuição de gás canalizado na região, desdobramento da estratégia da SCGÁS de interiorizar a infraestrutura de gás no estado. A empresa busca levar o energético a áreas ainda não atendidas pela rede principal, replicando modelos de sucesso como a ampliação em São José, na Grande Florianópolis, que recebeu R$ 5 milhões em investimentos.

O edital busca soluções que contemplem tanto a molécula de gás quanto a logística necessária para o abastecimento da futura rede. As propostas podem incluir gás natural oriundo da rede de distribuição da SCGÁS, que passaria por processos de compressão e/ou liquefação e transporte rodoviário, ou biometano produzido em Santa Catarina. Para o biometano, as opções são transporte logístico ou conexão direta à rede, desde que atendidos os requisitos regulatórios e operacionais da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A SCGÁS definiu áreas estratégicas para a implantação dos Pontos de Recebimento em Chapecó, buscando flexibilidade operacional. Os locais poderão estar situados ao longo do corredor da SC-480, entre a região de Goio-Ên e a área urbana central, além das regiões da Rua Paschoal Cortellini, Rua Marechal Floriano Peixoto e Avenida São Pedro, conforme o planejamento de expansão da infraestrutura energética local.

Podem participar da chamada pública produtores e comercializadores legalmente constituídos no Brasil e devidamente registrados junto à ANP. As propostas comerciais e os documentos de habilitação devem ser encaminhados em formato digital para o e-mail chamadapublicagn@scgas.com.br até 15 de julho de 2026, com validade mínima de 150 dias.

A Agência Reguladora de Serviços Públicos de Santa Catarina (ARESC) estabeleceu as diretrizes para a implantação da rede local por meio da Resolução ARESC nº 75 e será responsável pela aprovação final do projeto. A regulamentação da ANP, por sua vez, é crucial para a habilitação dos fornecedores, especialmente para o biometano, que possui requisitos específicos de qualidade e conexão à rede de distribuição. O arcabouço da Lei do Gás (Lei nº 14.134/2021) e o Novo Mercado de Gás incentivam a competitividade e a diversificação do suprimento.

A implantação da rede em Chapecó deve gerar um impacto econômico substancial na região, atendendo indústrias, comércios e outros segmentos consumidores com uma fonte de energia mais competitiva, segura e sustentável. Além disso, a iniciativa incentiva o uso do biometano, um combustível renovável, e deve atrair investimentos para a produção local e para a infraestrutura de transporte e distribuição, reforçando o compromisso com a transição energética.

O modelo de suprimento via transporte rodoviário de gás natural comprimido (GNC) ou liquefeito (GNL), e também de biometano, para atender regiões distantes de gasodutos, é uma tendência crescente no Brasil. Empresas como a Comgás, em São Paulo, e a Gasmig, em Minas Gerais, já utilizam soluções similares para expandir suas redes para cidades fora do traçado principal dos gasodutos, alinhadas às metas de descarbonização e diversificação da matriz energética.

Os próximos passos incluem a análise das propostas recebidas pela SCGÁS. Após a seleção do fornecedor, o projeto dependerá da aprovação da ARESC e da confirmação da viabilidade técnica e econômica para prosseguir. O início do fornecimento de gás natural e biometano para Chapecó está previsto para o quarto trimestre de 2027, efetivando a expansão da infraestrutura energética no Oeste catarinense.

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