Informativo de Energia: Infraestrutura de gás e biometano deve receber R$ 45 bilhões em investimentos e outras notícias
Este informativo é produzido pelo nosso time de Energia, que reúne e compila as principais notícias das agências reguladoras, órgãos governamentais e destaques do setor energético com objetivo de monitorar e acompanhar o setor no Brasil e no mundo.
Esta edição traz os principais conteúdos de outubro de 2025.
>>> ANEEL
Leilão de Transmissão nº 4/2025 viabiliza investimentos de R$ 5,53 bilhões
Em 31 de outubro, a ANEEL realizou o Leilão de Transmissão nº 4/2025, na sede da B3, em São Paulo. O certame ofertou sete lotes de empreendimentos de transmissão de energia elétrica, totalizando investimentos estimados em R$ 5,53 bilhões, distribuídos em 12 estados brasileiros: Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rondônia, Rio Grande do Sul e São Paulo.
Ao todo, os sete lotes contemplam 1.081 quilômetros de novas linhas de transmissão e subestações com capacidade total de 2.000 MVA, ampliando a capacidade de escoamento da geração elétrica – especialmente de fontes solar e eólica – para os principais centros de consumo do país. Os projetos devem gerar cerca de 13 mil empregos diretos e indiretos, com prazos de execução entre 42 e 60 meses, a partir da assinatura dos contratos.
Os empreendimentos licitados apresentam soluções técnicas inovadoras e estratégicas. Entre os destaques, está a linha de transmissão subterrânea de 345 kV na Região Metropolitana de São Paulo (Lote 1), com 11 km de extensão, projetada para atender à crescente demanda de data centers. Destaca-se também a instalação de compensadores síncronos em Minas Gerais e Rio Grande do Norte (Lotes 6 e 7), tecnologia essencial para ampliar a estabilidade dinâmica e flexibilidade do sistema, especialmente diante do aumento da penetração de fontes renováveis. Outro ponto relevante é o reforço estrutural da transmissão no subsistema Acre-Rondônia (Lote 4), que amplia a integração da região Norte ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
O leilão foi marcado por forte competitividade entre os participantes, resultando em um deságio médio de aproximadamente 47,98% sobre a Receita Anual Permitida (RAP) máxima estabelecida pela ANEEL. Das propostas vencedoras, o valor anual totalizou cerca de R$ 487 milhões, frente ao valor de referência de R$ 937 milhões, o que representa uma economia de R$ 11 bilhões aos consumidores brasileiros ao longo dos 30 anos de concessão.
ANEEL aprova edital dos Leilões de Energia Existente "A-1", "A-2" e "A-3"
Em 7 de outubro, a diretoria da ANEEL aprovou a minuta do edital dos Leilões nº 5/2025-ANEEL, nº 6/2025-ANEEL e nº 7/2025-ANEEL, denominados, respectivamente, Leilões de Energia Existente "A-1", "A-2" e "A-3" de 2025, destinados à aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração já em operação.
Os leilões ocorrerão de forma sequencial e os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs) serão negociados na modalidade por quantidade de energia elétrica, abrangendo energia de qualquer fonte, com período de suprimento de dois anos.
Os preços-teto estabelecidos são: R$ 280,00/MWh para o Leilão "A-1" de 2025; R$ 240,00/MWh para o Leilão "A-2" de 2025; e R$ 215,00/MWh para o Leilão "A-3" de 2025. No caso do Leilão A-1, o certame acontece um ano antes do início do suprimento (janeiro de 2026); no A-2, com dois anos de antecedência (janeiro de 2027); e no A-3, com três anos de antecedência (janeiro de 2028).
Durante a vigência dos CCEARs, não haverá atualização dos preços da energia comercializada, mantendo-se a sistemática adotada desde o Leilão "A-1" de 2017. O formato do leilão seguirá o modelo híbrido descendente, com lances iniciais de quantidade e preço, seguido por lances apenas de preço e uma etapa contínua, cujo encerramento ocorre por inatividade dos participantes.
Para participar dos leilões, os agentes interessados deverão atender às seguintes condições: ser agente integrante da CCEE; se titular de empreendimento de geração, garantir que a unidade geradora esteja em operação comercial na data de publicação do edital; possuir, na mesma data, registro ou autorização para gerar, importar ou comercializar energia elétrica; não estar submetido a processo de desligamento em curso na CCEE, nem estar sob regime de registro balanceado por deliberação do Conselho de Administração da CCEE, conforme o Submódulo 1.7 dos Procedimentos de Comercialização; e, caso seja agente comercializador, ser classificado como Tipo 1, segundo a Resolução Normativa ANEEL nº 1.011, de 29 de março de 2022.
As licitações são reguladas e conduzidas pela ANEEL, podendo ser realizadas diretamente ou por meio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Cabe ao MME definir as diretrizes dos leilões e, conforme o art. 20 do Decreto nº 5.163/2004, é da ANEEL a competência para elaboração do edital.
- Para acessar o edital dos Leilões de Energia Existente "A-1", "A-2" e "A-3", clique aqui.
>>> ASSUNTOS GOVERNAMENTAIS E JUDICIAIS
MME publica as diretrizes para os Leilões de Reserva de Capacidade de 2026
Em 24 de outubro, o MME publicou as Portarias Normativas nº 118 e nº 119, que estabelecem as diretrizes e as regras para os Leilões de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2026. Esses leilões têm como objetivo contratar usinas termelétricas e hidrelétricas, reforçando a segurança do fornecimento de energia no país.
Conforme os normativos, serão realizados dois certames: o primeiro acontecerá em 18 de março de 2026, voltado para a contratação de usinas termelétricas a gás natural, carvão mineral e hidrelétricas; o segundo está agendado para 20 de março de 2026, direcionado à contratação de usinas termelétricas a óleo combustível e biodiesel.
A elaboração das portarias foi submetida à consulta pública entre 22 de agosto e 12 de setembro de 2025, período no qual agentes do setor, associações e demais interessados puderam encaminhar contribuições técnicas e jurídicas às minutas propostas pelo MME.
Dentre as principais inovações em relação às propostas originais destacam-se:
Inclusão de dois novos produtos com início de suprimento previsto para 2031: o primeiro direcionado a usinas termelétricas movidas a gás natural ou já existentes a carvão mineral, e o segundo voltado à ampliação de usinas hidrelétricas por meio da instalação de novas unidades geradoras;
Autorização, no segundo leilão, da participação de usinas a biodiesel com início de suprimento a partir de 2030, medida que estimula a transição energética e promove o uso de biocombustíveis produzidos nacionalmente.
- Acesse as Portaria Normativas do MME nº 118/2025 e nº 119/2025.
CNPE cria grupo de trabalho para regulamentar o marco legal das eólicas offshore
Em 1º de outubro, o Conselho Nacional de Política Energética ("CNPE") aprovou a criação do Grupo de Trabalho para regulamentação do marco legal das eólicas offshore (GT–EO). A coordenação do grupo ficará a cargo do MME, que contará com a participação de 23 instituições, podendo ainda incorporar representantes do setor produtivo e da sociedade civil.
Entre os principais temas que deverão ser definidos pelo colegiado estão:
Definição locacional prévia das áreas destinadas à geração eólica offshore;
Estabelecimento de regras para solicitação da Declaração de Interferência Prévia (DIP);
Critérios para qualificação técnica e econômico-financeira dos projetos e agentes;
Sanções aplicáveis em caso de descumprimento das obrigações estabelecidas;
Criação de um Portal Único para Gestão de Áreas Offshore.
Além disso, o grupo deverá realizar estudos técnicos sobre a coexistência entre a geração de energia e atividades de pesca, segurança na navegação e demandas portuárias.
De acordo com o secretário nacional de Transição Energética e Planejamento do MME, Gustavo Ataíde, o GT-EO terá prazo de até 270 dias para concluir os trabalhos. Ainda em 2025, o grupo deverá apresentar ao CNPE as diretrizes necessárias para a regulamentação da lei.
O MME estima que o potencial nacional para a geração eólica offshore ultrapassa 1.200 gigawatts (GW). Até março deste ano, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) já havia registrado 104 pedidos de licenciamento ambiental para esses projetos, totalizando 247 megawatts (MW).
MME divulga plano de outorgas de transmissão para este ano
Em 1º de outubro, o MME publicou a primeira emissão do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica de 2025. O documento define novas linhas e subestações de transmissão, além de equipamentos necessários à expansão da rede elétrica em todas as regiões do país.
O plano determina, de forma vinculante, as obras consideradas fundamentais para a expansão do sistema de transmissão, com um horizonte de planejamento de seis anos. Ele consolida os resultados dos estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e pelo Plano de Ampliações e Reforços, elaborado periodicamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
Entre os principais destaques estão os reforços previstos para aumentar a resiliência do sistema Acre-Rondônia frente às mudanças climáticas, praticamente dobrando a capacidade de importação e exportação de energia na região.
O documento contempla ainda o Estudo de Interligação Internacional Brasil-Bolívia (Etapa I), que prevê a construção de dois novos pátios de 500 kV nas subestações Rio Brilhante e Chapadão, no Mato Grosso do Sul, além de 860 km de novas linhas de transmissão em 500 kV.
No Centro-Oeste, está prevista a implantação da nova subestação Matrinchã 2 (230/138 kV) e 291 km de linhas de transmissão em 230 kV, visando atender regiões de Goiás e permitir o escoamento de energia das usinas conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN).
No Sudeste, o plano inclui reforços na rede de Minas Gerais e São Paulo, com a criação da nova subestação Santana (500/345 kV), destinada ao atendimento da crescente demanda de data centers na capital paulista.
Na região Sul, a publicação contempla ampliações em diferentes estados, como a construção da SE Iguaçu (525/230 kV), SE Boa Vista do Buricá 2 (230/69 kV), SE Barigui 2, além de novos pátios de transmissão em Uberaba e Curitiba, e a instalação de linhas de transmissão em 525 kV e 230 kV.
Com a publicação do plano, a ANEEL iniciará os procedimentos para contratação das novas infraestruturas, seja por meio de licitações ou autorizações – conforme cada situação.
>>> ANP
CNPE aprova resoluções sobre a prorrogação de contratos e diretrizes para licitações no regime de partilha de produção
O CNPE aprovou, em reunião realizada em 1º de outubro de 2025, um conjunto de resoluções que impactam diretamente a contratação, a operação e o futuro da exploração e produção de petróleo e gás natural sob o regime de partilha de produção, modelo aplicado ao pré-sal e a áreas consideradas estratégicas. As deliberações foram apresentadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ("ANP"), que participou da sessão com sua Diretoria Colegiada.
A medida tem como base a Lei nº 15.075/2024, que conferiu ao CNPE a atribuição de regulamentar as condições para a extensão desses contratos.
A primeira resolução aprovada estabelece diretrizes para a prorrogação de contratos de partilha de produção vigentes. De acordo com a nova orientação, contratos poderão ser prorrogados por até 27 anos, desde que as operadoras comprovem que a extensão do prazo é técnica e economicamente vantajosa e, sobretudo, que preserva o interesse da União, titular dos recursos. Para análise da prorrogação, deverão ser apresentados estudos detalhados de curva de produção, investimentos adicionais previstos, custos operacionais, fase de exaustão do campo e estimativas de recuperação incremental de hidrocarbonetos. Caberá à ANP avaliar os pedidos caso a caso.
Outra resolução aprovada pelo CNPE trata da possibilidade de licitação de blocos situados além do limite de 200 milhas náuticas da costa brasileira. Essas áreas, que se encontram em águas ultraprofundas e próximas à margem continental, poderão ser contratadas exclusivamente sob o regime de partilha, conforme determina o marco legal.
A medida abre uma nova fronteira exploratória, mas pressupõe estudos de morfologia geológica, logística de perfuração e custo de desenvolvimento, dada a distância de costa e profundidade envolvidas. A ANP será responsável por definir os critérios técnicos de inclusão dessas áreas nos ciclos da Oferta Permanente de Partilha ("OPP").
O CNPE também autorizou a inclusão de três novos blocos no processo da Oferta Permanente de Partilha: Calcita, Dolomita e Azurita, localizados no pré-sal da Bacia de Campos. Os estudos realizados pela ANP indicaram potencial significativo de hidrocarbonetos nessas áreas. A estimativa apresentada ao CNPE prevê arrecadação de aproximadamente R$ 719 milhões em bônus de assinatura e até R$ 167 bilhões em receitas totais à União a longo prazo, considerando óleo-lucro, participação especial, royalties e tributos. Com isso, a decisão encerra a fase técnica e autoriza a ANP a submeter essas áreas à licitação em ciclo futuro da OPP, mediante publicação de edital específico.
Por fim, o CNPE aprovou índices mínimos de conteúdo local para embarcações de apoio marítimo contratadas no âmbito de projetos no regime de partilha. Foi fixado um percentual global mínimo de 60% de conteúdo local, com exigência adicional de que pelo menos dois entre três grupos de investimento (engenharia; equipamentos e materiais; construção e montagem) atendam a um mínimo de 50% cada. A medida busca estimular a indústria naval e de serviços offshore, assegurando previsibilidade aos investidores e, ao mesmo tempo, preservando a rastreabilidade e a fiscalização. A ANP será responsável pela verificação, certificação e eventual aplicação de penalidades.
ANP realiza audiência pública para debater acesso não discriminatório aos terminais de GNL e regras de conflito de infraestrutura
A ANP promoveu, em 14 de outubro de 2025, uma audiência pública para debater as minutas de duas resoluções: (i) a regulamentação do acesso negociado e não discriminatório de terceiros aos terminais de gás natural liquefeito ("GNL"); e (ii) a disciplina da solução de conflitos relativos ao acesso a infraestruturas essenciais do setor de gás natural — em especial, terminais de GNL, gasodutos de escoamento da produção e instalações de tratamento ou processamento de gás natural.
Os terminais de GNL representam a primeira etapa do processo regulatório instituído pelo artigo 28 da Lei nº 14.134/2021 (conhecida como Nova Lei do Gás), que trata do acesso de terceiros às infraestruturas essenciais. A regulamentação para gasodutos e instalações de tratamento/ processamento tem previsão de finalização para maio de 2026.
As minutas de resolução foram previamente submetidas à consulta pública no período de 11 de agosto de 2025 a 24 de setembro de 2025, período durante o qual foram registradas 433 contribuições de representantes do governo, empresas e associações.
A Análise de Impacto Regulatório ("AIR"), conduzida por Grupo de Trabalho interno da ANP, identificou a necessidade de garantir o acesso negociado e não discriminatório de terceiros a terminais e demais infraestruturas essenciais, para promover eficiência, competição e segurança operacional no setor de gás natural.
A equipe técnica da ANP avaliará todas as contribuições recebidas e decidirá sobre ajustes às minutas. Em seguida, o texto consolidado será submetido à aprovação da Diretoria Colegiada da ANP e publicado como ato normativo.
O acesso regulamentado aos terminais de GNL é considerado um eixo estratégico na implementação da Nova Lei do Gás, especialmente para ampliar a competição no mercado de gás natural, permitir maior conectividade entre infraestruturas e oferecer alternativas de abastecimento ao mercado brasileiro.
ANP realiza audiência pública para debater inclusão de 275 novos blocos exploratórios no edital da Oferta Permanente de Concessão
A ANP promoveu, em 9 de outubro de 2025, audiência pública destinada a discutir a nova versão do edital da Oferta Permanente de Concessão ("OPC"), que prevê a inclusão de 275 novos blocos exploratórios e cinco áreas de acumulações marginais.
O procedimento precedeu a etapa final de aprovação do edital, pois a Diretoria Colegiada da Agência já havia aprovado, em 18 de setembro de 2025, a inclusão dos referidos blocos nas bacias de Campos, Ceará, Espírito Santo, Parnaíba, Potiguar, Recôncavo, Santos, São Francisco, Tacutu e Tucano Sul.
Durante a audiência pública, representantes da ANP e participantes do mercado exploratório discutiram critérios técnico‐econômicos a serem aplicados, bem como os requisitos para declaração de interesse por parte das empresas inscritas na OPC. Foram destacados pontos como prazos para manifestação de interesse, garantias de oferta e condições do edital para acesso aos blocos.
A agência ressaltou que o modelo de Oferta Permanente difere das rodadas tradicionais, pois permite que empresas inscritas estudem os dados técnicos dos blocos e apresentem ofertas no momento que julgarem oportuno, sem depender de ciclos rígidos. A audiência serviu para assegurar que o edital atenda à transparência e previsibilidade regulatória.
Com o término da audiência, a ANP avaliará as contribuições recebidas, ajustará a minuta do edital, se necessário, e submeterá a versão final à aprovação da Diretoria Colegiada para publicação. Após, os blocos incluídos ficarão disponíveis para declaração de interesse pelas empresas, abrindo caminho para um novo ciclo de licitação.
>>> NOTÍCIAS DO SETOR
Infraestrutura de gás e biometano deve receber R$ 45 bilhões em investimentos
O Brasil prevê um investimento de cerca de R$ 45 bilhões nos próximos dez anos para expansão da infraestrutura de gás natural e biometano, de acordo com o Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano ("PNIIGB").
Esse montante abrangerá ampliação de malhas de transporte, construção de estações de compressão, duplicações de gasodutos essenciais e implantação de hubs de biometano, buscando interiorizar a oferta de gás, reduzir gargalos logísticos e fortalecer a atuação da biomassa.
O plano, instituído pelo Decreto nº 12.253/2024, tem horizonte de dez anos e reúne estudos de conectividade, processamento, escoamento e ampliação de malha, buscando enfrentar gargalos na movimentação do gás natural, promover a diversificação da oferta, a interiorização do gás e o fortalecimento do biometano.
No conjunto dos projetos selecionados pelo plano figuram diversas intervenções: estação de compressão em Itajuípe (BA) com investimento estimado em R$ 757 milhões, conexão do Porto do Açu à malha integrada com estimativas de R$ 1 bilhão ou R$ 1,9 bilhões conforme alternativa, ampliação do corredor entre Rio de Janeiro e São Paulo (duplicação de gasodutos entre Taubaté/SP e Japeri/RJ) com previsão de R$ 7,7 bilhões e duplicação da malha Norte-Nordeste ("Veredas" da TAG), estimada em R$ 2,6 bilhões.
Também está prevista a expansão do trecho Sul do Gasoduto Brasil‑Bolívia ("Gasbol"), com aporte de cerca de R$ 3 bilhões; conexão Uberaba (MG) via gasoduto de 260 km com R$ 3,1 bilhões; conexão Extrema (MG), estimada em R$ 200 milhões; integração Brasil-Argentina (GASUP 2), com cerca de R$ 8,9 bilhões; dois hubs de biometano — um em São Carlos (SP), com R$ 135 milhões e outro em Porecatu (PR), com R$ 949 milhões; e projetos de escoamento de gás dos campos de Bacalhau e Gato do Mato, com valores estimados em R$ 5,1 bilhões, R$ 2,7 bilhões e R$ 529 milhões, respectivamente.
Brasil precisará de 345 GW adicionais de energia limpa até 2050, segundo estudo
O Brasil precisará incorporar cerca de 345 gigawatts (GW) de nova capacidade de energia limpa até 2050 para atender ao crescimento da demanda e manter uma matriz elétrica majoritariamente renovável, de acordo com levantamento divulgado em 10 de outubro de 2025 pela Consultoria PSR, em parceria com o Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CBEDS) e a Abradee.
O acréscimo representa um investimento estimado entre US$ 400 bilhões e US$ 450 bilhões, contemplando tecnologias como solar, eólica, biomassa, hidroelétrica, nuclear e sistemas de armazenamento — além de gás natural quando considerado como fonte de transição.
Entre os requisitos apontados para alcançar esse cenário, destacam-se:
ausência de novos subsídios a fontes fósseis ou extensões de subsídios existentes;
garantia da sustentabilidade econômico-financeira do setor elétrico;
modernização das tarifas de energia;
incentivos à eletrificação (transporte, indústria, residências) para absorver a nova oferta de energia limpa;
O estudo partiu da premissa de que a participação das fontes renováveis na matriz elétrica brasileira — que atualmente está em torno de 90% — precisa ser preservada até 2050 para que o setor elétrico continue a contribuir para a redução de emissões de gases de efeito estufa de outros setores.
O relatório alerta que, caso a parcela de renováveis caia para 50% em 2050, por exemplo, as emissões do setor elétrico deixariam de ser negativas e passariam a positivas.
- Para mais informações sobre o estudo, clique aqui.
Armazenamento de energia pode reduzir em até 16% os custos do sistema elétrico brasileiro em 2029
Um estudo recente aponta que a adoção de tecnologias de armazenamento de energia no sistema elétrico brasileiro pode gerar uma redução de até 16% nos custos médios de operação já em 2029. O levantamento analisou tanto sistemas de baterias de íon-lítio, voltados para armazenamento de curta duração, quanto usinas hidrelétricas reversíveis, que oferecem capacidade de estocagem por períodos mais longos.
Nas simulações realizadas, a instalação de cerca de 32 GW de baterias com duração aproximada de quatro horas proporcionaria uma redução de custos da ordem de 13%, enquanto um volume equivalente de capacidade instalada em hidrelétricas reversíveis poderia resultar em uma diminuição ainda maior, próxima de 16%.
A principal contribuição dessas tecnologias seria a capacidade de lidar com os efeitos da crescente participação de fontes renováveis variáveis, como solar e eólica, reduzindo cortes de geração, aumentando a flexibilidade operativa do sistema e garantindo melhor gerenciamento das rampas de carga ao longo do dia. Apesar do potencial identificado, o estudo ressalta que ainda há barreiras relevantes para sua viabilização em larga escala, sobretudo no âmbito regulatório e econômico.
No cenário atual, os diferenciais de preços na operação do mercado de energia não são suficientes para garantir o retorno financeiro de baterias, o que dificulta a formação de modelos de negócios rentáveis. Além disso, a ausência de mecanismos específicos de remuneração para o serviço de flexibilidade, hoje não formalizado como produto comercializável no setor elétrico, limita a atratividade dos investimentos.
Embora o armazenamento tenha condições de se tornar peça central na estratégia de transição energética do país, sua implementação dependerá do avanço de ajustes regulatórios, da criação de novos sinais de preço e de políticas voltadas à integração da flexibilidade como valor sistêmico.
